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Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

La entrada Hoy se conocerán los proyectos presentados a la licitación RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

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Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

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Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

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Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

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Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

La entrada Hoy se conocerán los proyectos presentados a la licitación RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

La entrada Hoy se conocerán los proyectos presentados a la licitación RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

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Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

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Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

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“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

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Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

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“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

La entrada Hoy se conocerán los proyectos presentados a la licitación RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

La entrada Hoy se conocerán los proyectos presentados a la licitación RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

La entrada Hoy se conocerán los proyectos presentados a la licitación RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

La entrada Hoy se conocerán los proyectos presentados a la licitación RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

La entrada Hoy se conocerán los proyectos presentados a la licitación RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

La entrada Hoy se conocerán los proyectos presentados a la licitación RenMDI de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se abrirán los sobres A y se conocerán las propuestas presentadas en la licitación RenMDI, aquella convocatoria de 620 MW adjudicables para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

La presentación de las ofertas se realizará este jueves 27 de abril en la Sala Gaudí del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 14 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. 

Este llamado es la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años, desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay ““gran expectativa” y movimiento en el mercado por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

Bajo ese marco, Energía Estratégica conversó con Gustavo Pérego, director comercial de la consultora ABECEB, sobre las previsiones de la licitación RenMDI, qué se puede esperar de esta convocatoria y cómo influye la situación económica macroeconómica de Argentina. 

“Dentro del contexto macroeconómico que atravesamos en el país, no hay condiciones de hacer proyectos grandes, por lo que hoy hablamos de proyectos pequeños, distribuidos y con la idea de que sean federales, con lo cual son pocos megavatios de potencia”, manifestó. 

“Se busca darle espacio a nuevas tecnologías, a aprovechar emprendimientos chicos que seguramente ya estaban en la cartera de los gobiernos provinciales, con lo cual creo que habrá interés, principalmente de capital nacional, pero no veo capital extranjero ingresando en el corto plazo”, agregó. 

¿Por qué? El especialista planteó que ello se da debido a que es una convocatoria lanzada por un gobierno que no sabe si continúa, o al menos no Alberto Fernández luego de que la semana pasada anunciara que no se presentará a la reelección electoral.

Y que tampoco hay demasiados indicios sobre quiénes podrían ser la nueva estructura y autoridades de la Secretaría de Energía en caso que no se mantenga la actual gestión; sumado a que algunos de los proyectos no tendrán prioridad de despacho garantizado hasta que no haya capacidad de transporte disponible en los corredores que hoy cuentan con esa limitación. 

“Ante ello, creo que habrá presentaciones, pero cualquiera que gane en algún renglón de la RenMDI estará en una situación de «wait and see», mirando qué pasará luego de las elecciones (las PASO se harán el 13 de agosto y la general está prevista para el 22 de octubre)”, afirmó Pérego. 

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

El renglón N° 1 tendrá una potencia objetivo de 500 MW y será para sustituir generación forzada para las tecnologías de biomasa, solar fotovoltaica, FV con almacenamiento y eólica con almacenamiento, de 3 a 20 MW de potencia. 

Mientras que el renglón N° 2 buscará “diversificar la matriz”, será por un máximo de 120 MW y está destinada a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biomasa, de 0,5 MW a 20 MW de potencia. 

Y los proyectos asignados tendrán prioridad de despacho en aquellas zonas donde haya capacidad de transporte disponible, tal como Buenos Aires, el Noreste Argentino (Formosa, Misiones, Chaco y Corrientes) y el Litoral (Santa Fe y Entre Ríos). 

En tanto que los adjudicatarios restantes de la RenMDI que no se encuentren comprendidos en esos casos descriptos, se les asignará eventualmente prioridad frente a otras centrales de generación en tanto y en cuanto exista y/o se recupere disponibilidad de capacidad de transporte.  

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

La entrada Puerto Rico amplía el plazo para cerrar contratos de energías renovables  se publicó primero en Energía Estratégica.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

La entrada Puerto Rico amplía el plazo para cerrar contratos de energías renovables  se publicó primero en Energía Estratégica.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

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En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

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Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

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Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

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Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

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Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

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El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

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Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

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Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

La entrada Puerto Rico amplía el plazo para cerrar contratos de energías renovables  se publicó primero en Energía Estratégica.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

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Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

La entrada Puerto Rico amplía el plazo para cerrar contratos de energías renovables  se publicó primero en Energía Estratégica.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) resolvió aplazar la fecha límite para obtener el Closing Date de los proyectos firmados el 30 de junio de 2022 en el marco del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables.

En detalle, la medida impacta sobre nueve proyectos solares a los que se les vencía el plazo este 25 de abril y que, a través de la Resolución publicada esta semana (ver), se ratifica la prórroga hasta el 31 de mayo de 2023.

De esta manera se da lugar a una serie de pedidos tanto de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) como de las empresas que calificaron hasta esta instancia y que aún no lograron el cierre.

No es menor que en esta misma semana también haya trascendido que 4 proyectos del total de 18 adjudicados se hayan bajado del proceso; por lo que, con esto se da respuesta a los proponentes que quieren continuar en carrera pero que están corriendo contrarreloj.

Con lo cual esta decisión de extensión de plazos significa una bocanada de aire para aquellos que aún están manteniendo negociaciones y que tienen intenciones de ejecutar sus proyectos en tiempo y forma.

Al respecto, es preciso recordar que a partir del Closing Date, los oferentes tendrán 24 meses para alcanzar el hito de Operación Comercial de los proyectos adjudicados.

Con esta prórroga, aquellos fotovoltaicos que firmaron los primeros acuerdos en junio de 2022 y que logren el Closing Date hasta finales del próximo mes, podrán comprometerse a inyectar energía renovable a la red el 31 de mayo del 2025.

El tramo 1 bajo la lupa 

Ayer, 26 de abril de 2023, mediante una nueva Resolución (ver), el Negociado de Energía determinó que “es necesario realizar una investigación abarcadora de todos los procesos relacionados al Tramo 1, incluyendo a todos los funcionarios de la Autoridad y/o de cualquier otra compañía de servicio eléctrico que de alguna manera u otra participaron y/o tomaron decisiones respecto al Tramo 1”.

Con esta medida se podrán despejar todas las dudas sobre el proceso de calificación, adjudicación y posteriores negociaciones -algunas abiertas aún- que se despertaron, dadas las modificaciones que surgieron durante el proceso y que devinieron en demoras para suscribir contratos y elevación de los precios ofertados inicialmente.

Queda pendiente que el Negociado emita otra Resolución separada a los fines de comenzar la investigación de referencia y delegarla a un Oficial Examinador.

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Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

cem_texto_sustitutorio_pl2139-3662-4565_21abr2023-1
_texto_sustitutorio_pl2139-3662-4565_21abr2023 (1)»]

De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

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Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

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Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

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Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

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Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

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que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

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El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

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 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

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En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

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En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

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Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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_texto_sustitutorio_pl2139-3662-4565_21abr2023 (1)»]

De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

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Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer, la Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el megaproyecto en una nueva sesión ordinaria (ver transmisión), celebrada en el Palacio Legislativo.

Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

Si bien el documento ha sufrido numerosos cambios de acuerdo a lo conversado en las diferentes sesiones ordinarias que se vienen llevando adelante, principalmente la medida incluye dos modificaciones importantes para el sector:

que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, ya que este esquema tradicional complica el acceso a financiamiento para proyectos renovables.
que se impulsen licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, método similar al chileno.

De esta forma, la medida será clave para el avance de números proyectos limpias en el país, teniendo en cuenta que, de acuerdo al sector privado, ya se han presentado 23 GW eólicos y solares con intenciones de desarrollarse en el corto plazo.

El proyecto de ley

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De esta forma, el artículo 4 establece que: “es facultad de cada distribuidor establecer sus requerimientos y modalidades de contratación de suministro, así como los plazos contractuales a licitar, los cuales pueden contemplar la compra en bloques de energía, de potencia o energía en forma separada , en las condiciones que establezca el reglamento”.

En tanto a las condiciones de los contratos derivados de un proceso de licitación, afirma que “deberán contener los mismos términos de las correspondientes propuestas ganadoras, sujetos a las siguientes condiciones”:

. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
 Precio de potencia ofertado que tiene como límite máximo el precio básico de potencia vigente a la fecha de la licitación, el cual tiene carácter de precio firme.

La entrada La Comisión de Energía y Minas de Perú volvió a debatir el proyecto de ley que incentiva a las renovables: se espera tratamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de una situación de incertidumbre en México por la suspensión de subastas para proyectos de energías renovables por parte del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), senadores y otras autoridades políticas junto con actores del sector privado siguen trabajando arduamente para dar luz a reformas que impulsen las energías limpias.

Durante el foro Hidrógeno Verde: el vector energético para descarbonizar la economía de México, la senadora Xochitl Gálvez, integrante de la Comisión de Energía y Medio Ambiente, fue tajante y mostró su compromiso por avanzar en una transición energética justa.

“Quiero dejar muy claro que no vamos a detener por decreto los avances tecnológicos del sector energético, como a veces parece desearse en las esferas de la política. El avance tecnológico y la transición energética ya están aquí y llegaron para quedarse”, afirmó.

“Si no los aprovechamos, vamos a susurrar las consecuencias económicas, medioambientales y sociales. Es por eso que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles es ahora más urgente que nunca”, agregó.

Para Gálvez, el hidrógeno verde emerge como un vector energético clave para descarbonizar la economía y tiene el potencial de reemplazar los combustibles fósiles en una amplia gama de sectores como el transporte, la industria energética y el almacenamiento de energía. 

Los grandes desafíos para impulsar el hidrógeno verde en México

Si bien dejó en claro la potencialidad del vector energético, la letrada admitió que se vienen muchos retos por delante para desarrollar esa industria: “Es importante ser realistas y reconocer que la transición al hidrógeno verde no será fácil. Todavía hay muchos desafíos técnicos, económicos y políticos que debemos enfrentar para lograr una transición exitosa”. 

En primer lugar, la letrada afirmó que se debe contar con la infraestructura adecuada para la producción, distribución y almacenamiento de hidrógeno verde a gran escala, lo cual requerirá inversiones significativas en tecnologías. En este sentido, manifestó que en la actualidad México está “en pañales” en este rubro. 

También, planteó la necesidad de abordar los desafíos técnicos asociados en términos de eficiencia energética, costos y seguridad. “¿Podrá la ciencia abaratar los costos y facilitar el uso de hidrógeno verde para que sea una opción viable, además de la electrificación que ya está dando en muchos sectores de la economía? Estoy segura que sí, pero quizás lleve tiempo” .

Finalmente, destacó los retos políticos y regulatorios asociados con la transición al hidrógeno verde. “Tenemos la necesidad de establecer marcos regulatorios y políticas públicas que fomenten la inversión y la innovación en el sector, promuevan una transición justa y equitativa para todos los sectores de nuestra economía”. 

“En este punto, desde el Senado de la República, tenemos una gran deuda. No hemos podido consolidar un proceso de transición legislativa, no sólo hacia el hidrógeno verde, sino hacia el nuevo mundo que nos rodea”, se lamentó.

Para la funcionaria, todos estos desafíos significativos requerirán de la cooperación y el compromiso de todos los actores relevantes, incluyendo el gobierno federal, el poder legislativo, la industria, la sociedad civil y la comunidad científica y académica. 

La entrada Xochitl Gálvez: «No vamos a detener por decreto el avance del sector energético, como parece desearse en la esfera política» se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de una situación de incertidumbre en México por la suspensión de subastas para proyectos de energías renovables por parte del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), senadores y otras autoridades políticas junto con actores del sector privado siguen trabajando arduamente para dar luz a reformas que impulsen las energías limpias.

Durante el foro Hidrógeno Verde: el vector energético para descarbonizar la economía de México, la senadora Xochitl Gálvez, integrante de la Comisión de Energía y Medio Ambiente, fue tajante y mostró su compromiso por avanzar en una transición energética justa.

“Quiero dejar muy claro que no vamos a detener por decreto los avances tecnológicos del sector energético, como a veces parece desearse en las esferas de la política. El avance tecnológico y la transición energética ya están aquí y llegaron para quedarse”, afirmó.

“Si no los aprovechamos, vamos a susurrar las consecuencias económicas, medioambientales y sociales. Es por eso que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles es ahora más urgente que nunca”, agregó.

Para Gálvez, el hidrógeno verde emerge como un vector energético clave para descarbonizar la economía y tiene el potencial de reemplazar los combustibles fósiles en una amplia gama de sectores como el transporte, la industria energética y el almacenamiento de energía. 

Los grandes desafíos para impulsar el hidrógeno verde en México

Si bien dejó en claro la potencialidad del vector energético, la letrada admitió que se vienen muchos retos por delante para desarrollar esa industria: “Es importante ser realistas y reconocer que la transición al hidrógeno verde no será fácil. Todavía hay muchos desafíos técnicos, económicos y políticos que debemos enfrentar para lograr una transición exitosa”. 

En primer lugar, la letrada afirmó que se debe contar con la infraestructura adecuada para la producción, distribución y almacenamiento de hidrógeno verde a gran escala, lo cual requerirá inversiones significativas en tecnologías. En este sentido, manifestó que en la actualidad México está “en pañales” en este rubro. 

También, planteó la necesidad de abordar los desafíos técnicos asociados en términos de eficiencia energética, costos y seguridad. “¿Podrá la ciencia abaratar los costos y facilitar el uso de hidrógeno verde para que sea una opción viable, además de la electrificación que ya está dando en muchos sectores de la economía? Estoy segura que sí, pero quizás lleve tiempo” .

Finalmente, destacó los retos políticos y regulatorios asociados con la transición al hidrógeno verde. “Tenemos la necesidad de establecer marcos regulatorios y políticas públicas que fomenten la inversión y la innovación en el sector, promuevan una transición justa y equitativa para todos los sectores de nuestra economía”. 

“En este punto, desde el Senado de la República, tenemos una gran deuda. No hemos podido consolidar un proceso de transición legislativa, no sólo hacia el hidrógeno verde, sino hacia el nuevo mundo que nos rodea”, se lamentó.

Para la funcionaria, todos estos desafíos significativos requerirán de la cooperación y el compromiso de todos los actores relevantes, incluyendo el gobierno federal, el poder legislativo, la industria, la sociedad civil y la comunidad científica y académica. 

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En el marco de una situación de incertidumbre en México por la suspensión de subastas para proyectos de energías renovables por parte del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), senadores y otras autoridades políticas junto con actores del sector privado siguen trabajando arduamente para dar luz a reformas que impulsen las energías limpias.

Durante el foro Hidrógeno Verde: el vector energético para descarbonizar la economía de México, la senadora Xochitl Gálvez, integrante de la Comisión de Energía y Medio Ambiente, fue tajante y mostró su compromiso por avanzar en una transición energética justa.

“Quiero dejar muy claro que no vamos a detener por decreto los avances tecnológicos del sector energético, como a veces parece desearse en las esferas de la política. El avance tecnológico y la transición energética ya están aquí y llegaron para quedarse”, afirmó.

“Si no los aprovechamos, vamos a susurrar las consecuencias económicas, medioambientales y sociales. Es por eso que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles es ahora más urgente que nunca”, agregó.

Para Gálvez, el hidrógeno verde emerge como un vector energético clave para descarbonizar la economía y tiene el potencial de reemplazar los combustibles fósiles en una amplia gama de sectores como el transporte, la industria energética y el almacenamiento de energía. 

Los grandes desafíos para impulsar el hidrógeno verde en México

Si bien dejó en claro la potencialidad del vector energético, la letrada admitió que se vienen muchos retos por delante para desarrollar esa industria: “Es importante ser realistas y reconocer que la transición al hidrógeno verde no será fácil. Todavía hay muchos desafíos técnicos, económicos y políticos que debemos enfrentar para lograr una transición exitosa”. 

En primer lugar, la letrada afirmó que se debe contar con la infraestructura adecuada para la producción, distribución y almacenamiento de hidrógeno verde a gran escala, lo cual requerirá inversiones significativas en tecnologías. En este sentido, manifestó que en la actualidad México está “en pañales” en este rubro. 

También, planteó la necesidad de abordar los desafíos técnicos asociados en términos de eficiencia energética, costos y seguridad. “¿Podrá la ciencia abaratar los costos y facilitar el uso de hidrógeno verde para que sea una opción viable, además de la electrificación que ya está dando en muchos sectores de la economía? Estoy segura que sí, pero quizás lleve tiempo” .

Finalmente, destacó los retos políticos y regulatorios asociados con la transición al hidrógeno verde. “Tenemos la necesidad de establecer marcos regulatorios y políticas públicas que fomenten la inversión y la innovación en el sector, promuevan una transición justa y equitativa para todos los sectores de nuestra economía”. 

“En este punto, desde el Senado de la República, tenemos una gran deuda. No hemos podido consolidar un proceso de transición legislativa, no sólo hacia el hidrógeno verde, sino hacia el nuevo mundo que nos rodea”, se lamentó.

Para la funcionaria, todos estos desafíos significativos requerirán de la cooperación y el compromiso de todos los actores relevantes, incluyendo el gobierno federal, el poder legislativo, la industria, la sociedad civil y la comunidad científica y académica. 

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En el marco de una situación de incertidumbre en México por la suspensión de subastas para proyectos de energías renovables por parte del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), senadores y otras autoridades políticas junto con actores del sector privado siguen trabajando arduamente para dar luz a reformas que impulsen las energías limpias.

Durante el foro Hidrógeno Verde: el vector energético para descarbonizar la economía de México, la senadora Xochitl Gálvez, integrante de la Comisión de Energía y Medio Ambiente, fue tajante y mostró su compromiso por avanzar en una transición energética justa.

“Quiero dejar muy claro que no vamos a detener por decreto los avances tecnológicos del sector energético, como a veces parece desearse en las esferas de la política. El avance tecnológico y la transición energética ya están aquí y llegaron para quedarse”, afirmó.

“Si no los aprovechamos, vamos a susurrar las consecuencias económicas, medioambientales y sociales. Es por eso que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles es ahora más urgente que nunca”, agregó.

Para Gálvez, el hidrógeno verde emerge como un vector energético clave para descarbonizar la economía y tiene el potencial de reemplazar los combustibles fósiles en una amplia gama de sectores como el transporte, la industria energética y el almacenamiento de energía. 

Los grandes desafíos para impulsar el hidrógeno verde en México

Si bien dejó en claro la potencialidad del vector energético, la letrada admitió que se vienen muchos retos por delante para desarrollar esa industria: “Es importante ser realistas y reconocer que la transición al hidrógeno verde no será fácil. Todavía hay muchos desafíos técnicos, económicos y políticos que debemos enfrentar para lograr una transición exitosa”. 

En primer lugar, la letrada afirmó que se debe contar con la infraestructura adecuada para la producción, distribución y almacenamiento de hidrógeno verde a gran escala, lo cual requerirá inversiones significativas en tecnologías. En este sentido, manifestó que en la actualidad México está “en pañales” en este rubro. 

También, planteó la necesidad de abordar los desafíos técnicos asociados en términos de eficiencia energética, costos y seguridad. “¿Podrá la ciencia abaratar los costos y facilitar el uso de hidrógeno verde para que sea una opción viable, además de la electrificación que ya está dando en muchos sectores de la economía? Estoy segura que sí, pero quizás lleve tiempo” .

Finalmente, destacó los retos políticos y regulatorios asociados con la transición al hidrógeno verde. “Tenemos la necesidad de establecer marcos regulatorios y políticas públicas que fomenten la inversión y la innovación en el sector, promuevan una transición justa y equitativa para todos los sectores de nuestra economía”. 

“En este punto, desde el Senado de la República, tenemos una gran deuda. No hemos podido consolidar un proceso de transición legislativa, no sólo hacia el hidrógeno verde, sino hacia el nuevo mundo que nos rodea”, se lamentó.

Para la funcionaria, todos estos desafíos significativos requerirán de la cooperación y el compromiso de todos los actores relevantes, incluyendo el gobierno federal, el poder legislativo, la industria, la sociedad civil y la comunidad científica y académica. 

La entrada Xochitl Gálvez: «No vamos a detener por decreto el avance del sector energético, como parece desearse en la esfera política» se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de una situación de incertidumbre en México por la suspensión de subastas para proyectos de energías renovables por parte del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), senadores y otras autoridades políticas junto con actores del sector privado siguen trabajando arduamente para dar luz a reformas que impulsen las energías limpias.

Durante el foro Hidrógeno Verde: el vector energético para descarbonizar la economía de México, la senadora Xochitl Gálvez, integrante de la Comisión de Energía y Medio Ambiente, fue tajante y mostró su compromiso por avanzar en una transición energética justa.

“Quiero dejar muy claro que no vamos a detener por decreto los avances tecnológicos del sector energético, como a veces parece desearse en las esferas de la política. El avance tecnológico y la transición energética ya están aquí y llegaron para quedarse”, afirmó.

“Si no los aprovechamos, vamos a susurrar las consecuencias económicas, medioambientales y sociales. Es por eso que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles es ahora más urgente que nunca”, agregó.

Para Gálvez, el hidrógeno verde emerge como un vector energético clave para descarbonizar la economía y tiene el potencial de reemplazar los combustibles fósiles en una amplia gama de sectores como el transporte, la industria energética y el almacenamiento de energía. 

Los grandes desafíos para impulsar el hidrógeno verde en México

Si bien dejó en claro la potencialidad del vector energético, la letrada admitió que se vienen muchos retos por delante para desarrollar esa industria: “Es importante ser realistas y reconocer que la transición al hidrógeno verde no será fácil. Todavía hay muchos desafíos técnicos, económicos y políticos que debemos enfrentar para lograr una transición exitosa”. 

En primer lugar, la letrada afirmó que se debe contar con la infraestructura adecuada para la producción, distribución y almacenamiento de hidrógeno verde a gran escala, lo cual requerirá inversiones significativas en tecnologías. En este sentido, manifestó que en la actualidad México está “en pañales” en este rubro. 

También, planteó la necesidad de abordar los desafíos técnicos asociados en términos de eficiencia energética, costos y seguridad. “¿Podrá la ciencia abaratar los costos y facilitar el uso de hidrógeno verde para que sea una opción viable, además de la electrificación que ya está dando en muchos sectores de la economía? Estoy segura que sí, pero quizás lleve tiempo” .

Finalmente, destacó los retos políticos y regulatorios asociados con la transición al hidrógeno verde. “Tenemos la necesidad de establecer marcos regulatorios y políticas públicas que fomenten la inversión y la innovación en el sector, promuevan una transición justa y equitativa para todos los sectores de nuestra economía”. 

“En este punto, desde el Senado de la República, tenemos una gran deuda. No hemos podido consolidar un proceso de transición legislativa, no sólo hacia el hidrógeno verde, sino hacia el nuevo mundo que nos rodea”, se lamentó.

Para la funcionaria, todos estos desafíos significativos requerirán de la cooperación y el compromiso de todos los actores relevantes, incluyendo el gobierno federal, el poder legislativo, la industria, la sociedad civil y la comunidad científica y académica. 

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En el marco de una situación de incertidumbre en México por la suspensión de subastas para proyectos de energías renovables por parte del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), senadores y otras autoridades políticas junto con actores del sector privado siguen trabajando arduamente para dar luz a reformas que impulsen las energías limpias.

Durante el foro Hidrógeno Verde: el vector energético para descarbonizar la economía de México, la senadora Xochitl Gálvez, integrante de la Comisión de Energía y Medio Ambiente, fue tajante y mostró su compromiso por avanzar en una transición energética justa.

“Quiero dejar muy claro que no vamos a detener por decreto los avances tecnológicos del sector energético, como a veces parece desearse en las esferas de la política. El avance tecnológico y la transición energética ya están aquí y llegaron para quedarse”, afirmó.

“Si no los aprovechamos, vamos a susurrar las consecuencias económicas, medioambientales y sociales. Es por eso que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles es ahora más urgente que nunca”, agregó.

Para Gálvez, el hidrógeno verde emerge como un vector energético clave para descarbonizar la economía y tiene el potencial de reemplazar los combustibles fósiles en una amplia gama de sectores como el transporte, la industria energética y el almacenamiento de energía. 

Los grandes desafíos para impulsar el hidrógeno verde en México

Si bien dejó en claro la potencialidad del vector energético, la letrada admitió que se vienen muchos retos por delante para desarrollar esa industria: “Es importante ser realistas y reconocer que la transición al hidrógeno verde no será fácil. Todavía hay muchos desafíos técnicos, económicos y políticos que debemos enfrentar para lograr una transición exitosa”. 

En primer lugar, la letrada afirmó que se debe contar con la infraestructura adecuada para la producción, distribución y almacenamiento de hidrógeno verde a gran escala, lo cual requerirá inversiones significativas en tecnologías. En este sentido, manifestó que en la actualidad México está “en pañales” en este rubro. 

También, planteó la necesidad de abordar los desafíos técnicos asociados en términos de eficiencia energética, costos y seguridad. “¿Podrá la ciencia abaratar los costos y facilitar el uso de hidrógeno verde para que sea una opción viable, además de la electrificación que ya está dando en muchos sectores de la economía? Estoy segura que sí, pero quizás lleve tiempo” .

Finalmente, destacó los retos políticos y regulatorios asociados con la transición al hidrógeno verde. “Tenemos la necesidad de establecer marcos regulatorios y políticas públicas que fomenten la inversión y la innovación en el sector, promuevan una transición justa y equitativa para todos los sectores de nuestra economía”. 

“En este punto, desde el Senado de la República, tenemos una gran deuda. No hemos podido consolidar un proceso de transición legislativa, no sólo hacia el hidrógeno verde, sino hacia el nuevo mundo que nos rodea”, se lamentó.

Para la funcionaria, todos estos desafíos significativos requerirán de la cooperación y el compromiso de todos los actores relevantes, incluyendo el gobierno federal, el poder legislativo, la industria, la sociedad civil y la comunidad científica y académica. 

La entrada Xochitl Gálvez: «No vamos a detener por decreto el avance del sector energético, como parece desearse en la esfera política» se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de una situación de incertidumbre en México por la suspensión de subastas para proyectos de energías renovables por parte del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), senadores y otras autoridades políticas junto con actores del sector privado siguen trabajando arduamente para dar luz a reformas que impulsen las energías limpias.

Durante el foro Hidrógeno Verde: el vector energético para descarbonizar la economía de México, la senadora Xochitl Gálvez, integrante de la Comisión de Energía y Medio Ambiente, fue tajante y mostró su compromiso por avanzar en una transición energética justa.

“Quiero dejar muy claro que no vamos a detener por decreto los avances tecnológicos del sector energético, como a veces parece desearse en las esferas de la política. El avance tecnológico y la transición energética ya están aquí y llegaron para quedarse”, afirmó.

“Si no los aprovechamos, vamos a susurrar las consecuencias económicas, medioambientales y sociales. Es por eso que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles es ahora más urgente que nunca”, agregó.

Para Gálvez, el hidrógeno verde emerge como un vector energético clave para descarbonizar la economía y tiene el potencial de reemplazar los combustibles fósiles en una amplia gama de sectores como el transporte, la industria energética y el almacenamiento de energía. 

Los grandes desafíos para impulsar el hidrógeno verde en México

Si bien dejó en claro la potencialidad del vector energético, la letrada admitió que se vienen muchos retos por delante para desarrollar esa industria: “Es importante ser realistas y reconocer que la transición al hidrógeno verde no será fácil. Todavía hay muchos desafíos técnicos, económicos y políticos que debemos enfrentar para lograr una transición exitosa”. 

En primer lugar, la letrada afirmó que se debe contar con la infraestructura adecuada para la producción, distribución y almacenamiento de hidrógeno verde a gran escala, lo cual requerirá inversiones significativas en tecnologías. En este sentido, manifestó que en la actualidad México está “en pañales” en este rubro. 

También, planteó la necesidad de abordar los desafíos técnicos asociados en términos de eficiencia energética, costos y seguridad. “¿Podrá la ciencia abaratar los costos y facilitar el uso de hidrógeno verde para que sea una opción viable, además de la electrificación que ya está dando en muchos sectores de la economía? Estoy segura que sí, pero quizás lleve tiempo” .

Finalmente, destacó los retos políticos y regulatorios asociados con la transición al hidrógeno verde. “Tenemos la necesidad de establecer marcos regulatorios y políticas públicas que fomenten la inversión y la innovación en el sector, promuevan una transición justa y equitativa para todos los sectores de nuestra economía”. 

“En este punto, desde el Senado de la República, tenemos una gran deuda. No hemos podido consolidar un proceso de transición legislativa, no sólo hacia el hidrógeno verde, sino hacia el nuevo mundo que nos rodea”, se lamentó.

Para la funcionaria, todos estos desafíos significativos requerirán de la cooperación y el compromiso de todos los actores relevantes, incluyendo el gobierno federal, el poder legislativo, la industria, la sociedad civil y la comunidad científica y académica. 

La entrada Xochitl Gálvez: «No vamos a detener por decreto el avance del sector energético, como parece desearse en la esfera política» se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de una situación de incertidumbre en México por la suspensión de subastas para proyectos de energías renovables por parte del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), senadores y otras autoridades políticas junto con actores del sector privado siguen trabajando arduamente para dar luz a reformas que impulsen las energías limpias.

Durante el foro Hidrógeno Verde: el vector energético para descarbonizar la economía de México, la senadora Xochitl Gálvez, integrante de la Comisión de Energía y Medio Ambiente, fue tajante y mostró su compromiso por avanzar en una transición energética justa.

“Quiero dejar muy claro que no vamos a detener por decreto los avances tecnológicos del sector energético, como a veces parece desearse en las esferas de la política. El avance tecnológico y la transición energética ya están aquí y llegaron para quedarse”, afirmó.

“Si no los aprovechamos, vamos a susurrar las consecuencias económicas, medioambientales y sociales. Es por eso que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles es ahora más urgente que nunca”, agregó.

Para Gálvez, el hidrógeno verde emerge como un vector energético clave para descarbonizar la economía y tiene el potencial de reemplazar los combustibles fósiles en una amplia gama de sectores como el transporte, la industria energética y el almacenamiento de energía. 

Los grandes desafíos para impulsar el hidrógeno verde en México

Si bien dejó en claro la potencialidad del vector energético, la letrada admitió que se vienen muchos retos por delante para desarrollar esa industria: “Es importante ser realistas y reconocer que la transición al hidrógeno verde no será fácil. Todavía hay muchos desafíos técnicos, económicos y políticos que debemos enfrentar para lograr una transición exitosa”. 

En primer lugar, la letrada afirmó que se debe contar con la infraestructura adecuada para la producción, distribución y almacenamiento de hidrógeno verde a gran escala, lo cual requerirá inversiones significativas en tecnologías. En este sentido, manifestó que en la actualidad México está “en pañales” en este rubro. 

También, planteó la necesidad de abordar los desafíos técnicos asociados en términos de eficiencia energética, costos y seguridad. “¿Podrá la ciencia abaratar los costos y facilitar el uso de hidrógeno verde para que sea una opción viable, además de la electrificación que ya está dando en muchos sectores de la economía? Estoy segura que sí, pero quizás lleve tiempo” .

Finalmente, destacó los retos políticos y regulatorios asociados con la transición al hidrógeno verde. “Tenemos la necesidad de establecer marcos regulatorios y políticas públicas que fomenten la inversión y la innovación en el sector, promuevan una transición justa y equitativa para todos los sectores de nuestra economía”. 

“En este punto, desde el Senado de la República, tenemos una gran deuda. No hemos podido consolidar un proceso de transición legislativa, no sólo hacia el hidrógeno verde, sino hacia el nuevo mundo que nos rodea”, se lamentó.

Para la funcionaria, todos estos desafíos significativos requerirán de la cooperación y el compromiso de todos los actores relevantes, incluyendo el gobierno federal, el poder legislativo, la industria, la sociedad civil y la comunidad científica y académica. 

La entrada Xochitl Gálvez: «No vamos a detener por decreto el avance del sector energético, como parece desearse en la esfera política» se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de una situación de incertidumbre en México por la suspensión de subastas para proyectos de energías renovables por parte del Gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), senadores y otras autoridades políticas junto con actores del sector privado siguen trabajando arduamente para dar luz a reformas que impulsen las energías limpias.

Durante el foro Hidrógeno Verde: el vector energético para descarbonizar la economía de México, la senadora Xochitl Gálvez, integrante de la Comisión de Energía y Medio Ambiente, fue tajante y mostró su compromiso por avanzar en una transición energética justa.

“Quiero dejar muy claro que no vamos a detener por decreto los avances tecnológicos del sector energético, como a veces parece desearse en las esferas de la política. El avance tecnológico y la transición energética ya están aquí y llegaron para quedarse”, afirmó.

“Si no los aprovechamos, vamos a susurrar las consecuencias económicas, medioambientales y sociales. Es por eso que la transición hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles es ahora más urgente que nunca”, agregó.

Para Gálvez, el hidrógeno verde emerge como un vector energético clave para descarbonizar la economía y tiene el potencial de reemplazar los combustibles fósiles en una amplia gama de sectores como el transporte, la industria energética y el almacenamiento de energía. 

Los grandes desafíos para impulsar el hidrógeno verde en México

Si bien dejó en claro la potencialidad del vector energético, la letrada admitió que se vienen muchos retos por delante para desarrollar esa industria: “Es importante ser realistas y reconocer que la transición al hidrógeno verde no será fácil. Todavía hay muchos desafíos técnicos, económicos y políticos que debemos enfrentar para lograr una transición exitosa”. 

En primer lugar, la letrada afirmó que se debe contar con la infraestructura adecuada para la producción, distribución y almacenamiento de hidrógeno verde a gran escala, lo cual requerirá inversiones significativas en tecnologías. En este sentido, manifestó que en la actualidad México está “en pañales” en este rubro. 

También, planteó la necesidad de abordar los desafíos técnicos asociados en términos de eficiencia energética, costos y seguridad. “¿Podrá la ciencia abaratar los costos y facilitar el uso de hidrógeno verde para que sea una opción viable, además de la electrificación que ya está dando en muchos sectores de la economía? Estoy segura que sí, pero quizás lleve tiempo” .

Finalmente, destacó los retos políticos y regulatorios asociados con la transición al hidrógeno verde. “Tenemos la necesidad de establecer marcos regulatorios y políticas públicas que fomenten la inversión y la innovación en el sector, promuevan una transición justa y equitativa para todos los sectores de nuestra economía”. 

“En este punto, desde el Senado de la República, tenemos una gran deuda. No hemos podido consolidar un proceso de transición legislativa, no sólo hacia el hidrógeno verde, sino hacia el nuevo mundo que nos rodea”, se lamentó.

Para la funcionaria, todos estos desafíos significativos requerirán de la cooperación y el compromiso de todos los actores relevantes, incluyendo el gobierno federal, el poder legislativo, la industria, la sociedad civil y la comunidad científica y académica. 

La entrada Xochitl Gálvez: «No vamos a detener por decreto el avance del sector energético, como parece desearse en la esfera política» se publicó primero en Energía Estratégica.