energiaestrategica.com

Aún con la polarización del marco regulatorio energético de México, las inversiones en proyectos limpios no se detienen en el país; la meta específica es trabajar de mejor forma y con menores recursos ambientales, para que el planeta sea prioridad y no sólo la fuente.

De acuerdo al último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en 2022 la generación distribuida de México registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Para dar respuesta a la creciente demanda de energías renovables, Regulus, comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, redobla sus esfuerzos para brindar instrumentos financieros competitivos.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO de la firma, Jorge Hernández González, explica cómo se encuentra la industria y cuáles son los grandes desafíos por delante.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este año será una muy buena temporada para México. Cada vez tenemos más clientes en el país, y más exigentes, por lo que las expectativas de venta de energía son ascendentes.

Actualmente estamos cómodos con nuestra participación en el mercado, tan solo este año tuvimos un crecimiento ordenado y contractual de casi un 100% en nuestras operaciones. Sin embargo, queremos seguir trabajando en la consolidación de nuestro market share.

Los reguladores, operadores privados y el gobierno debemos trabajar en conjunto para seguir desarrollando una infraestructura que nos permita constancia en el crecimiento, y que no sea sólo por cinco años, sino por los próximos 25.

¿Cuáles son los retos de fusionar el negocio energético con el mercado financiero en un país como México? 

Actualmente, la banca ya comienza a entender ese funcionamiento y cómo se procesan las operaciones de sus participantes. El mercado eléctrico es una industria nueva, donde los riesgos son un tanto inciertos; es dinámico, agresivo y difícil de entender. Por ello, cada año es mayor la comprensión de la banca para el sector y, a través de la evolución y exposición de la misma, se logra obtener cada vez un conocimiento más amplio, que permite aplicar mecanismos para mitigar esos riesgos. Ha sido complicado, pero la participación de los privados ha incrementado cada vez más. La permanencia del mercado en los últimos seis años es un factor muy importante.

El reto ha sido hacer entender a la banca que no hacemos operaciones sin sentido, sino a través de un amplio análisis de riesgos, del estudio de Big Data y de programas de aprendizaje. Éste ha sido el mayor de los retos al que nos hemos enfrentado en el mercado desde su creación.

Y entre los instrumentos financieros que brindan, ¿cómo crece el ritmo de los Power Purchase Agreements (PPAs) en México? 

Tenemos un crecimiento ordenado de nuestros PPAs anualmente. Hoy, ya tenemos cubiertos los próximos cuatro años, pero por un tema específico de riesgos estamos siendo muy cuidadosos con la elección de nuestros clientes. El ritmo del crecimiento es exponencial y como comercializadores, tenemos cada vez más suministradores que tienen clientes privados ya muy afianzados.

¿Cuáles son las novedades para este año?

Actualmente estamos desarrollando e integrando tecnologías de información y de análisis de datos en México, también estamos trabajando de cara hacia el futuro en la integración de las baterías que tengan la capacidad almacenar energía a largo plazo.

Vemos con gran apetito las oportunidades que se están generando en los mercados en tiempo real, y buscamos cumplir con los acuerdos internacionales de inclusión de energías renovables en los sistemas eléctricos. Las baterías cargadas por tecnologías, ya sea eólicas o solares, van a poder proporcionar capacidad o potencia renovable al sistema, el cual estamos cada vez más cerca de integrar.

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

El marco regulatorio se debe actualizar constantemente Actualmente tenemos retos muy fuertes, como los coches eléctricos o los relojes a batería, el humano está usando cada vez más electricidad en sus propias herramientas.

Ante tantos cambios, el marco regulatorio debe estar a la vanguardia e incluir nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, pero también contar con una base muy específica de cómo funcionan los sistemas eléctricos de potencia. Se debe pensar más en las tecnologías modernas y futuras, para diseñar una estrategia que comprenda el principio de una transición hacia las renovables. Hoy, con la llegada de grandes inversionistas a México, debemos prepararnos en materia de regulación para brindar mayor certeza a esos capitales.

Este año es el momento de colaborar en el desarrollo de la infraestructura de transmisión para tener una ordenada transición hacia las renovables. Para ello, tenemos que trabajar en conjunto todos los privados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE); de lo contrario, el día de mañana nos vamos a quedar con un mercado muy limitado, sin capacidad de vender esa energía.

Tenemos en el mundo acuerdos como el Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que están empujando a las empresas al cumplimiento de la inclusión de las energías renovables. Si en México queremos ser un gran fabricante y exportar bienes a la Unión Europea, tenemos que cumplir con retos que ya son más globales que nacionales. En caso de no lograrlos, todas estas fábricas serán sancionadas con un impuesto por trabajar con energías fósiles y evidentemente, serán menos competitivas.

El gran reto para el gobierno y los privados es organizarnos en favor de una meta global en los próximos cinco años. Es muy importante que la regulación esté a la vanguardia tecnológica, para poder atender nuevamente estos incrementos en la demanda que se vienen. El futuro está a la vuelta de la esquina, debemos actuar ahora.

La entrada Regulus aumentó en un 100% sus operaciones, con un fuerte incremento en los PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

Aún con la polarización del marco regulatorio energético de México, las inversiones en proyectos limpios no se detienen en el país; la meta específica es trabajar de mejor forma y con menores recursos ambientales, para que el planeta sea prioridad y no sólo la fuente.

De acuerdo al último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en 2022 la generación distribuida de México registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Para dar respuesta a la creciente demanda de energías renovables, Regulus, comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, redobla sus esfuerzos para brindar instrumentos financieros competitivos.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO de la firma, Jorge Hernández González, explica cómo se encuentra la industria y cuáles son los grandes desafíos por delante.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este año será una muy buena temporada para México. Cada vez tenemos más clientes en el país, y más exigentes, por lo que las expectativas de venta de energía son ascendentes.

Actualmente estamos cómodos con nuestra participación en el mercado, tan solo este año tuvimos un crecimiento ordenado y contractual de casi un 100% en nuestras operaciones. Sin embargo, queremos seguir trabajando en la consolidación de nuestro market share.

Los reguladores, operadores privados y el gobierno debemos trabajar en conjunto para seguir desarrollando una infraestructura que nos permita constancia en el crecimiento, y que no sea sólo por cinco años, sino por los próximos 25.

¿Cuáles son los retos de fusionar el negocio energético con el mercado financiero en un país como México? 

Actualmente, la banca ya comienza a entender ese funcionamiento y cómo se procesan las operaciones de sus participantes. El mercado eléctrico es una industria nueva, donde los riesgos son un tanto inciertos; es dinámico, agresivo y difícil de entender. Por ello, cada año es mayor la comprensión de la banca para el sector y, a través de la evolución y exposición de la misma, se logra obtener cada vez un conocimiento más amplio, que permite aplicar mecanismos para mitigar esos riesgos. Ha sido complicado, pero la participación de los privados ha incrementado cada vez más. La permanencia del mercado en los últimos seis años es un factor muy importante.

El reto ha sido hacer entender a la banca que no hacemos operaciones sin sentido, sino a través de un amplio análisis de riesgos, del estudio de Big Data y de programas de aprendizaje. Éste ha sido el mayor de los retos al que nos hemos enfrentado en el mercado desde su creación.

Y entre los instrumentos financieros que brindan, ¿cómo crece el ritmo de los Power Purchase Agreements (PPAs) en México? 

Tenemos un crecimiento ordenado de nuestros PPAs anualmente. Hoy, ya tenemos cubiertos los próximos cuatro años, pero por un tema específico de riesgos estamos siendo muy cuidadosos con la elección de nuestros clientes. El ritmo del crecimiento es exponencial y como comercializadores, tenemos cada vez más suministradores que tienen clientes privados ya muy afianzados.

¿Cuáles son las novedades para este año?

Actualmente estamos desarrollando e integrando tecnologías de información y de análisis de datos en México, también estamos trabajando de cara hacia el futuro en la integración de las baterías que tengan la capacidad almacenar energía a largo plazo.

Vemos con gran apetito las oportunidades que se están generando en los mercados en tiempo real, y buscamos cumplir con los acuerdos internacionales de inclusión de energías renovables en los sistemas eléctricos. Las baterías cargadas por tecnologías, ya sea eólicas o solares, van a poder proporcionar capacidad o potencia renovable al sistema, el cual estamos cada vez más cerca de integrar.

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

El marco regulatorio se debe actualizar constantemente Actualmente tenemos retos muy fuertes, como los coches eléctricos o los relojes a batería, el humano está usando cada vez más electricidad en sus propias herramientas.

Ante tantos cambios, el marco regulatorio debe estar a la vanguardia e incluir nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, pero también contar con una base muy específica de cómo funcionan los sistemas eléctricos de potencia. Se debe pensar más en las tecnologías modernas y futuras, para diseñar una estrategia que comprenda el principio de una transición hacia las renovables. Hoy, con la llegada de grandes inversionistas a México, debemos prepararnos en materia de regulación para brindar mayor certeza a esos capitales.

Este año es el momento de colaborar en el desarrollo de la infraestructura de transmisión para tener una ordenada transición hacia las renovables. Para ello, tenemos que trabajar en conjunto todos los privados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE); de lo contrario, el día de mañana nos vamos a quedar con un mercado muy limitado, sin capacidad de vender esa energía.

Tenemos en el mundo acuerdos como el Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que están empujando a las empresas al cumplimiento de la inclusión de las energías renovables. Si en México queremos ser un gran fabricante y exportar bienes a la Unión Europea, tenemos que cumplir con retos que ya son más globales que nacionales. En caso de no lograrlos, todas estas fábricas serán sancionadas con un impuesto por trabajar con energías fósiles y evidentemente, serán menos competitivas.

El gran reto para el gobierno y los privados es organizarnos en favor de una meta global en los próximos cinco años. Es muy importante que la regulación esté a la vanguardia tecnológica, para poder atender nuevamente estos incrementos en la demanda que se vienen. El futuro está a la vuelta de la esquina, debemos actuar ahora.

La entrada Regulus aumentó en un 100% sus operaciones, con un fuerte incremento en los PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

Aún con la polarización del marco regulatorio energético de México, las inversiones en proyectos limpios no se detienen en el país; la meta específica es trabajar de mejor forma y con menores recursos ambientales, para que el planeta sea prioridad y no sólo la fuente.

De acuerdo al último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en 2022 la generación distribuida de México registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Para dar respuesta a la creciente demanda de energías renovables, Regulus, comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, redobla sus esfuerzos para brindar instrumentos financieros competitivos.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO de la firma, Jorge Hernández González, explica cómo se encuentra la industria y cuáles son los grandes desafíos por delante.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este año será una muy buena temporada para México. Cada vez tenemos más clientes en el país, y más exigentes, por lo que las expectativas de venta de energía son ascendentes.

Actualmente estamos cómodos con nuestra participación en el mercado, tan solo este año tuvimos un crecimiento ordenado y contractual de casi un 100% en nuestras operaciones. Sin embargo, queremos seguir trabajando en la consolidación de nuestro market share.

Los reguladores, operadores privados y el gobierno debemos trabajar en conjunto para seguir desarrollando una infraestructura que nos permita constancia en el crecimiento, y que no sea sólo por cinco años, sino por los próximos 25.

¿Cuáles son los retos de fusionar el negocio energético con el mercado financiero en un país como México? 

Actualmente, la banca ya comienza a entender ese funcionamiento y cómo se procesan las operaciones de sus participantes. El mercado eléctrico es una industria nueva, donde los riesgos son un tanto inciertos; es dinámico, agresivo y difícil de entender. Por ello, cada año es mayor la comprensión de la banca para el sector y, a través de la evolución y exposición de la misma, se logra obtener cada vez un conocimiento más amplio, que permite aplicar mecanismos para mitigar esos riesgos. Ha sido complicado, pero la participación de los privados ha incrementado cada vez más. La permanencia del mercado en los últimos seis años es un factor muy importante.

El reto ha sido hacer entender a la banca que no hacemos operaciones sin sentido, sino a través de un amplio análisis de riesgos, del estudio de Big Data y de programas de aprendizaje. Éste ha sido el mayor de los retos al que nos hemos enfrentado en el mercado desde su creación.

Y entre los instrumentos financieros que brindan, ¿cómo crece el ritmo de los Power Purchase Agreements (PPAs) en México? 

Tenemos un crecimiento ordenado de nuestros PPAs anualmente. Hoy, ya tenemos cubiertos los próximos cuatro años, pero por un tema específico de riesgos estamos siendo muy cuidadosos con la elección de nuestros clientes. El ritmo del crecimiento es exponencial y como comercializadores, tenemos cada vez más suministradores que tienen clientes privados ya muy afianzados.

¿Cuáles son las novedades para este año?

Actualmente estamos desarrollando e integrando tecnologías de información y de análisis de datos en México, también estamos trabajando de cara hacia el futuro en la integración de las baterías que tengan la capacidad almacenar energía a largo plazo.

Vemos con gran apetito las oportunidades que se están generando en los mercados en tiempo real, y buscamos cumplir con los acuerdos internacionales de inclusión de energías renovables en los sistemas eléctricos. Las baterías cargadas por tecnologías, ya sea eólicas o solares, van a poder proporcionar capacidad o potencia renovable al sistema, el cual estamos cada vez más cerca de integrar.

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

El marco regulatorio se debe actualizar constantemente Actualmente tenemos retos muy fuertes, como los coches eléctricos o los relojes a batería, el humano está usando cada vez más electricidad en sus propias herramientas.

Ante tantos cambios, el marco regulatorio debe estar a la vanguardia e incluir nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, pero también contar con una base muy específica de cómo funcionan los sistemas eléctricos de potencia. Se debe pensar más en las tecnologías modernas y futuras, para diseñar una estrategia que comprenda el principio de una transición hacia las renovables. Hoy, con la llegada de grandes inversionistas a México, debemos prepararnos en materia de regulación para brindar mayor certeza a esos capitales.

Este año es el momento de colaborar en el desarrollo de la infraestructura de transmisión para tener una ordenada transición hacia las renovables. Para ello, tenemos que trabajar en conjunto todos los privados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE); de lo contrario, el día de mañana nos vamos a quedar con un mercado muy limitado, sin capacidad de vender esa energía.

Tenemos en el mundo acuerdos como el Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que están empujando a las empresas al cumplimiento de la inclusión de las energías renovables. Si en México queremos ser un gran fabricante y exportar bienes a la Unión Europea, tenemos que cumplir con retos que ya son más globales que nacionales. En caso de no lograrlos, todas estas fábricas serán sancionadas con un impuesto por trabajar con energías fósiles y evidentemente, serán menos competitivas.

El gran reto para el gobierno y los privados es organizarnos en favor de una meta global en los próximos cinco años. Es muy importante que la regulación esté a la vanguardia tecnológica, para poder atender nuevamente estos incrementos en la demanda que se vienen. El futuro está a la vuelta de la esquina, debemos actuar ahora.

La entrada Regulus aumentó en un 100% sus operaciones, con un fuerte incremento en los PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

Aún con la polarización del marco regulatorio energético de México, las inversiones en proyectos limpios no se detienen en el país; la meta específica es trabajar de mejor forma y con menores recursos ambientales, para que el planeta sea prioridad y no sólo la fuente.

De acuerdo al último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en 2022 la generación distribuida de México registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Para dar respuesta a la creciente demanda de energías renovables, Regulus, comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, redobla sus esfuerzos para brindar instrumentos financieros competitivos.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO de la firma, Jorge Hernández González, explica cómo se encuentra la industria y cuáles son los grandes desafíos por delante.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este año será una muy buena temporada para México. Cada vez tenemos más clientes en el país, y más exigentes, por lo que las expectativas de venta de energía son ascendentes.

Actualmente estamos cómodos con nuestra participación en el mercado, tan solo este año tuvimos un crecimiento ordenado y contractual de casi un 100% en nuestras operaciones. Sin embargo, queremos seguir trabajando en la consolidación de nuestro market share.

Los reguladores, operadores privados y el gobierno debemos trabajar en conjunto para seguir desarrollando una infraestructura que nos permita constancia en el crecimiento, y que no sea sólo por cinco años, sino por los próximos 25.

¿Cuáles son los retos de fusionar el negocio energético con el mercado financiero en un país como México? 

Actualmente, la banca ya comienza a entender ese funcionamiento y cómo se procesan las operaciones de sus participantes. El mercado eléctrico es una industria nueva, donde los riesgos son un tanto inciertos; es dinámico, agresivo y difícil de entender. Por ello, cada año es mayor la comprensión de la banca para el sector y, a través de la evolución y exposición de la misma, se logra obtener cada vez un conocimiento más amplio, que permite aplicar mecanismos para mitigar esos riesgos. Ha sido complicado, pero la participación de los privados ha incrementado cada vez más. La permanencia del mercado en los últimos seis años es un factor muy importante.

El reto ha sido hacer entender a la banca que no hacemos operaciones sin sentido, sino a través de un amplio análisis de riesgos, del estudio de Big Data y de programas de aprendizaje. Éste ha sido el mayor de los retos al que nos hemos enfrentado en el mercado desde su creación.

Y entre los instrumentos financieros que brindan, ¿cómo crece el ritmo de los Power Purchase Agreements (PPAs) en México? 

Tenemos un crecimiento ordenado de nuestros PPAs anualmente. Hoy, ya tenemos cubiertos los próximos cuatro años, pero por un tema específico de riesgos estamos siendo muy cuidadosos con la elección de nuestros clientes. El ritmo del crecimiento es exponencial y como comercializadores, tenemos cada vez más suministradores que tienen clientes privados ya muy afianzados.

¿Cuáles son las novedades para este año?

Actualmente estamos desarrollando e integrando tecnologías de información y de análisis de datos en México, también estamos trabajando de cara hacia el futuro en la integración de las baterías que tengan la capacidad almacenar energía a largo plazo.

Vemos con gran apetito las oportunidades que se están generando en los mercados en tiempo real, y buscamos cumplir con los acuerdos internacionales de inclusión de energías renovables en los sistemas eléctricos. Las baterías cargadas por tecnologías, ya sea eólicas o solares, van a poder proporcionar capacidad o potencia renovable al sistema, el cual estamos cada vez más cerca de integrar.

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

El marco regulatorio se debe actualizar constantemente Actualmente tenemos retos muy fuertes, como los coches eléctricos o los relojes a batería, el humano está usando cada vez más electricidad en sus propias herramientas.

Ante tantos cambios, el marco regulatorio debe estar a la vanguardia e incluir nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, pero también contar con una base muy específica de cómo funcionan los sistemas eléctricos de potencia. Se debe pensar más en las tecnologías modernas y futuras, para diseñar una estrategia que comprenda el principio de una transición hacia las renovables. Hoy, con la llegada de grandes inversionistas a México, debemos prepararnos en materia de regulación para brindar mayor certeza a esos capitales.

Este año es el momento de colaborar en el desarrollo de la infraestructura de transmisión para tener una ordenada transición hacia las renovables. Para ello, tenemos que trabajar en conjunto todos los privados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE); de lo contrario, el día de mañana nos vamos a quedar con un mercado muy limitado, sin capacidad de vender esa energía.

Tenemos en el mundo acuerdos como el Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que están empujando a las empresas al cumplimiento de la inclusión de las energías renovables. Si en México queremos ser un gran fabricante y exportar bienes a la Unión Europea, tenemos que cumplir con retos que ya son más globales que nacionales. En caso de no lograrlos, todas estas fábricas serán sancionadas con un impuesto por trabajar con energías fósiles y evidentemente, serán menos competitivas.

El gran reto para el gobierno y los privados es organizarnos en favor de una meta global en los próximos cinco años. Es muy importante que la regulación esté a la vanguardia tecnológica, para poder atender nuevamente estos incrementos en la demanda que se vienen. El futuro está a la vuelta de la esquina, debemos actuar ahora.

La entrada Regulus aumentó en un 100% sus operaciones, con un fuerte incremento en los PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

Aún con la polarización del marco regulatorio energético de México, las inversiones en proyectos limpios no se detienen en el país; la meta específica es trabajar de mejor forma y con menores recursos ambientales, para que el planeta sea prioridad y no sólo la fuente.

De acuerdo al último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en 2022 la generación distribuida de México registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Para dar respuesta a la creciente demanda de energías renovables, Regulus, comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, redobla sus esfuerzos para brindar instrumentos financieros competitivos.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO de la firma, Jorge Hernández González, explica cómo se encuentra la industria y cuáles son los grandes desafíos por delante.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este año será una muy buena temporada para México. Cada vez tenemos más clientes en el país, y más exigentes, por lo que las expectativas de venta de energía son ascendentes.

Actualmente estamos cómodos con nuestra participación en el mercado, tan solo este año tuvimos un crecimiento ordenado y contractual de casi un 100% en nuestras operaciones. Sin embargo, queremos seguir trabajando en la consolidación de nuestro market share.

Los reguladores, operadores privados y el gobierno debemos trabajar en conjunto para seguir desarrollando una infraestructura que nos permita constancia en el crecimiento, y que no sea sólo por cinco años, sino por los próximos 25.

¿Cuáles son los retos de fusionar el negocio energético con el mercado financiero en un país como México? 

Actualmente, la banca ya comienza a entender ese funcionamiento y cómo se procesan las operaciones de sus participantes. El mercado eléctrico es una industria nueva, donde los riesgos son un tanto inciertos; es dinámico, agresivo y difícil de entender. Por ello, cada año es mayor la comprensión de la banca para el sector y, a través de la evolución y exposición de la misma, se logra obtener cada vez un conocimiento más amplio, que permite aplicar mecanismos para mitigar esos riesgos. Ha sido complicado, pero la participación de los privados ha incrementado cada vez más. La permanencia del mercado en los últimos seis años es un factor muy importante.

El reto ha sido hacer entender a la banca que no hacemos operaciones sin sentido, sino a través de un amplio análisis de riesgos, del estudio de Big Data y de programas de aprendizaje. Éste ha sido el mayor de los retos al que nos hemos enfrentado en el mercado desde su creación.

Y entre los instrumentos financieros que brindan, ¿cómo crece el ritmo de los Power Purchase Agreements (PPAs) en México? 

Tenemos un crecimiento ordenado de nuestros PPAs anualmente. Hoy, ya tenemos cubiertos los próximos cuatro años, pero por un tema específico de riesgos estamos siendo muy cuidadosos con la elección de nuestros clientes. El ritmo del crecimiento es exponencial y como comercializadores, tenemos cada vez más suministradores que tienen clientes privados ya muy afianzados.

¿Cuáles son las novedades para este año?

Actualmente estamos desarrollando e integrando tecnologías de información y de análisis de datos en México, también estamos trabajando de cara hacia el futuro en la integración de las baterías que tengan la capacidad almacenar energía a largo plazo.

Vemos con gran apetito las oportunidades que se están generando en los mercados en tiempo real, y buscamos cumplir con los acuerdos internacionales de inclusión de energías renovables en los sistemas eléctricos. Las baterías cargadas por tecnologías, ya sea eólicas o solares, van a poder proporcionar capacidad o potencia renovable al sistema, el cual estamos cada vez más cerca de integrar.

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

El marco regulatorio se debe actualizar constantemente Actualmente tenemos retos muy fuertes, como los coches eléctricos o los relojes a batería, el humano está usando cada vez más electricidad en sus propias herramientas.

Ante tantos cambios, el marco regulatorio debe estar a la vanguardia e incluir nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, pero también contar con una base muy específica de cómo funcionan los sistemas eléctricos de potencia. Se debe pensar más en las tecnologías modernas y futuras, para diseñar una estrategia que comprenda el principio de una transición hacia las renovables. Hoy, con la llegada de grandes inversionistas a México, debemos prepararnos en materia de regulación para brindar mayor certeza a esos capitales.

Este año es el momento de colaborar en el desarrollo de la infraestructura de transmisión para tener una ordenada transición hacia las renovables. Para ello, tenemos que trabajar en conjunto todos los privados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE); de lo contrario, el día de mañana nos vamos a quedar con un mercado muy limitado, sin capacidad de vender esa energía.

Tenemos en el mundo acuerdos como el Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que están empujando a las empresas al cumplimiento de la inclusión de las energías renovables. Si en México queremos ser un gran fabricante y exportar bienes a la Unión Europea, tenemos que cumplir con retos que ya son más globales que nacionales. En caso de no lograrlos, todas estas fábricas serán sancionadas con un impuesto por trabajar con energías fósiles y evidentemente, serán menos competitivas.

El gran reto para el gobierno y los privados es organizarnos en favor de una meta global en los próximos cinco años. Es muy importante que la regulación esté a la vanguardia tecnológica, para poder atender nuevamente estos incrementos en la demanda que se vienen. El futuro está a la vuelta de la esquina, debemos actuar ahora.

La entrada Regulus aumentó en un 100% sus operaciones, con un fuerte incremento en los PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

Aún con la polarización del marco regulatorio energético de México, las inversiones en proyectos limpios no se detienen en el país; la meta específica es trabajar de mejor forma y con menores recursos ambientales, para que el planeta sea prioridad y no sólo la fuente.

De acuerdo al último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en 2022 la generación distribuida de México registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Para dar respuesta a la creciente demanda de energías renovables, Regulus, comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, redobla sus esfuerzos para brindar instrumentos financieros competitivos.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO de la firma, Jorge Hernández González, explica cómo se encuentra la industria y cuáles son los grandes desafíos por delante.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este año será una muy buena temporada para México. Cada vez tenemos más clientes en el país, y más exigentes, por lo que las expectativas de venta de energía son ascendentes.

Actualmente estamos cómodos con nuestra participación en el mercado, tan solo este año tuvimos un crecimiento ordenado y contractual de casi un 100% en nuestras operaciones. Sin embargo, queremos seguir trabajando en la consolidación de nuestro market share.

Los reguladores, operadores privados y el gobierno debemos trabajar en conjunto para seguir desarrollando una infraestructura que nos permita constancia en el crecimiento, y que no sea sólo por cinco años, sino por los próximos 25.

¿Cuáles son los retos de fusionar el negocio energético con el mercado financiero en un país como México? 

Actualmente, la banca ya comienza a entender ese funcionamiento y cómo se procesan las operaciones de sus participantes. El mercado eléctrico es una industria nueva, donde los riesgos son un tanto inciertos; es dinámico, agresivo y difícil de entender. Por ello, cada año es mayor la comprensión de la banca para el sector y, a través de la evolución y exposición de la misma, se logra obtener cada vez un conocimiento más amplio, que permite aplicar mecanismos para mitigar esos riesgos. Ha sido complicado, pero la participación de los privados ha incrementado cada vez más. La permanencia del mercado en los últimos seis años es un factor muy importante.

El reto ha sido hacer entender a la banca que no hacemos operaciones sin sentido, sino a través de un amplio análisis de riesgos, del estudio de Big Data y de programas de aprendizaje. Éste ha sido el mayor de los retos al que nos hemos enfrentado en el mercado desde su creación.

Y entre los instrumentos financieros que brindan, ¿cómo crece el ritmo de los Power Purchase Agreements (PPAs) en México? 

Tenemos un crecimiento ordenado de nuestros PPAs anualmente. Hoy, ya tenemos cubiertos los próximos cuatro años, pero por un tema específico de riesgos estamos siendo muy cuidadosos con la elección de nuestros clientes. El ritmo del crecimiento es exponencial y como comercializadores, tenemos cada vez más suministradores que tienen clientes privados ya muy afianzados.

¿Cuáles son las novedades para este año?

Actualmente estamos desarrollando e integrando tecnologías de información y de análisis de datos en México, también estamos trabajando de cara hacia el futuro en la integración de las baterías que tengan la capacidad almacenar energía a largo plazo.

Vemos con gran apetito las oportunidades que se están generando en los mercados en tiempo real, y buscamos cumplir con los acuerdos internacionales de inclusión de energías renovables en los sistemas eléctricos. Las baterías cargadas por tecnologías, ya sea eólicas o solares, van a poder proporcionar capacidad o potencia renovable al sistema, el cual estamos cada vez más cerca de integrar.

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

El marco regulatorio se debe actualizar constantemente Actualmente tenemos retos muy fuertes, como los coches eléctricos o los relojes a batería, el humano está usando cada vez más electricidad en sus propias herramientas.

Ante tantos cambios, el marco regulatorio debe estar a la vanguardia e incluir nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, pero también contar con una base muy específica de cómo funcionan los sistemas eléctricos de potencia. Se debe pensar más en las tecnologías modernas y futuras, para diseñar una estrategia que comprenda el principio de una transición hacia las renovables. Hoy, con la llegada de grandes inversionistas a México, debemos prepararnos en materia de regulación para brindar mayor certeza a esos capitales.

Este año es el momento de colaborar en el desarrollo de la infraestructura de transmisión para tener una ordenada transición hacia las renovables. Para ello, tenemos que trabajar en conjunto todos los privados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE); de lo contrario, el día de mañana nos vamos a quedar con un mercado muy limitado, sin capacidad de vender esa energía.

Tenemos en el mundo acuerdos como el Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que están empujando a las empresas al cumplimiento de la inclusión de las energías renovables. Si en México queremos ser un gran fabricante y exportar bienes a la Unión Europea, tenemos que cumplir con retos que ya son más globales que nacionales. En caso de no lograrlos, todas estas fábricas serán sancionadas con un impuesto por trabajar con energías fósiles y evidentemente, serán menos competitivas.

El gran reto para el gobierno y los privados es organizarnos en favor de una meta global en los próximos cinco años. Es muy importante que la regulación esté a la vanguardia tecnológica, para poder atender nuevamente estos incrementos en la demanda que se vienen. El futuro está a la vuelta de la esquina, debemos actuar ahora.

La entrada Regulus aumentó en un 100% sus operaciones, con un fuerte incremento en los PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

Aún con la polarización del marco regulatorio energético de México, las inversiones en proyectos limpios no se detienen en el país; la meta específica es trabajar de mejor forma y con menores recursos ambientales, para que el planeta sea prioridad y no sólo la fuente.

De acuerdo al último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en 2022 la generación distribuida de México registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Para dar respuesta a la creciente demanda de energías renovables, Regulus, comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, redobla sus esfuerzos para brindar instrumentos financieros competitivos.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO de la firma, Jorge Hernández González, explica cómo se encuentra la industria y cuáles son los grandes desafíos por delante.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este año será una muy buena temporada para México. Cada vez tenemos más clientes en el país, y más exigentes, por lo que las expectativas de venta de energía son ascendentes.

Actualmente estamos cómodos con nuestra participación en el mercado, tan solo este año tuvimos un crecimiento ordenado y contractual de casi un 100% en nuestras operaciones. Sin embargo, queremos seguir trabajando en la consolidación de nuestro market share.

Los reguladores, operadores privados y el gobierno debemos trabajar en conjunto para seguir desarrollando una infraestructura que nos permita constancia en el crecimiento, y que no sea sólo por cinco años, sino por los próximos 25.

¿Cuáles son los retos de fusionar el negocio energético con el mercado financiero en un país como México? 

Actualmente, la banca ya comienza a entender ese funcionamiento y cómo se procesan las operaciones de sus participantes. El mercado eléctrico es una industria nueva, donde los riesgos son un tanto inciertos; es dinámico, agresivo y difícil de entender. Por ello, cada año es mayor la comprensión de la banca para el sector y, a través de la evolución y exposición de la misma, se logra obtener cada vez un conocimiento más amplio, que permite aplicar mecanismos para mitigar esos riesgos. Ha sido complicado, pero la participación de los privados ha incrementado cada vez más. La permanencia del mercado en los últimos seis años es un factor muy importante.

El reto ha sido hacer entender a la banca que no hacemos operaciones sin sentido, sino a través de un amplio análisis de riesgos, del estudio de Big Data y de programas de aprendizaje. Éste ha sido el mayor de los retos al que nos hemos enfrentado en el mercado desde su creación.

Y entre los instrumentos financieros que brindan, ¿cómo crece el ritmo de los Power Purchase Agreements (PPAs) en México? 

Tenemos un crecimiento ordenado de nuestros PPAs anualmente. Hoy, ya tenemos cubiertos los próximos cuatro años, pero por un tema específico de riesgos estamos siendo muy cuidadosos con la elección de nuestros clientes. El ritmo del crecimiento es exponencial y como comercializadores, tenemos cada vez más suministradores que tienen clientes privados ya muy afianzados.

¿Cuáles son las novedades para este año?

Actualmente estamos desarrollando e integrando tecnologías de información y de análisis de datos en México, también estamos trabajando de cara hacia el futuro en la integración de las baterías que tengan la capacidad almacenar energía a largo plazo.

Vemos con gran apetito las oportunidades que se están generando en los mercados en tiempo real, y buscamos cumplir con los acuerdos internacionales de inclusión de energías renovables en los sistemas eléctricos. Las baterías cargadas por tecnologías, ya sea eólicas o solares, van a poder proporcionar capacidad o potencia renovable al sistema, el cual estamos cada vez más cerca de integrar.

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

El marco regulatorio se debe actualizar constantemente Actualmente tenemos retos muy fuertes, como los coches eléctricos o los relojes a batería, el humano está usando cada vez más electricidad en sus propias herramientas.

Ante tantos cambios, el marco regulatorio debe estar a la vanguardia e incluir nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, pero también contar con una base muy específica de cómo funcionan los sistemas eléctricos de potencia. Se debe pensar más en las tecnologías modernas y futuras, para diseñar una estrategia que comprenda el principio de una transición hacia las renovables. Hoy, con la llegada de grandes inversionistas a México, debemos prepararnos en materia de regulación para brindar mayor certeza a esos capitales.

Este año es el momento de colaborar en el desarrollo de la infraestructura de transmisión para tener una ordenada transición hacia las renovables. Para ello, tenemos que trabajar en conjunto todos los privados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE); de lo contrario, el día de mañana nos vamos a quedar con un mercado muy limitado, sin capacidad de vender esa energía.

Tenemos en el mundo acuerdos como el Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que están empujando a las empresas al cumplimiento de la inclusión de las energías renovables. Si en México queremos ser un gran fabricante y exportar bienes a la Unión Europea, tenemos que cumplir con retos que ya son más globales que nacionales. En caso de no lograrlos, todas estas fábricas serán sancionadas con un impuesto por trabajar con energías fósiles y evidentemente, serán menos competitivas.

El gran reto para el gobierno y los privados es organizarnos en favor de una meta global en los próximos cinco años. Es muy importante que la regulación esté a la vanguardia tecnológica, para poder atender nuevamente estos incrementos en la demanda que se vienen. El futuro está a la vuelta de la esquina, debemos actuar ahora.

La entrada Regulus aumentó en un 100% sus operaciones, con un fuerte incremento en los PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

Aún con la polarización del marco regulatorio energético de México, las inversiones en proyectos limpios no se detienen en el país; la meta específica es trabajar de mejor forma y con menores recursos ambientales, para que el planeta sea prioridad y no sólo la fuente.

De acuerdo al último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en 2022 la generación distribuida de México registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Para dar respuesta a la creciente demanda de energías renovables, Regulus, comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, redobla sus esfuerzos para brindar instrumentos financieros competitivos.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO de la firma, Jorge Hernández González, explica cómo se encuentra la industria y cuáles son los grandes desafíos por delante.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este año será una muy buena temporada para México. Cada vez tenemos más clientes en el país, y más exigentes, por lo que las expectativas de venta de energía son ascendentes.

Actualmente estamos cómodos con nuestra participación en el mercado, tan solo este año tuvimos un crecimiento ordenado y contractual de casi un 100% en nuestras operaciones. Sin embargo, queremos seguir trabajando en la consolidación de nuestro market share.

Los reguladores, operadores privados y el gobierno debemos trabajar en conjunto para seguir desarrollando una infraestructura que nos permita constancia en el crecimiento, y que no sea sólo por cinco años, sino por los próximos 25.

¿Cuáles son los retos de fusionar el negocio energético con el mercado financiero en un país como México? 

Actualmente, la banca ya comienza a entender ese funcionamiento y cómo se procesan las operaciones de sus participantes. El mercado eléctrico es una industria nueva, donde los riesgos son un tanto inciertos; es dinámico, agresivo y difícil de entender. Por ello, cada año es mayor la comprensión de la banca para el sector y, a través de la evolución y exposición de la misma, se logra obtener cada vez un conocimiento más amplio, que permite aplicar mecanismos para mitigar esos riesgos. Ha sido complicado, pero la participación de los privados ha incrementado cada vez más. La permanencia del mercado en los últimos seis años es un factor muy importante.

El reto ha sido hacer entender a la banca que no hacemos operaciones sin sentido, sino a través de un amplio análisis de riesgos, del estudio de Big Data y de programas de aprendizaje. Éste ha sido el mayor de los retos al que nos hemos enfrentado en el mercado desde su creación.

Y entre los instrumentos financieros que brindan, ¿cómo crece el ritmo de los Power Purchase Agreements (PPAs) en México? 

Tenemos un crecimiento ordenado de nuestros PPAs anualmente. Hoy, ya tenemos cubiertos los próximos cuatro años, pero por un tema específico de riesgos estamos siendo muy cuidadosos con la elección de nuestros clientes. El ritmo del crecimiento es exponencial y como comercializadores, tenemos cada vez más suministradores que tienen clientes privados ya muy afianzados.

¿Cuáles son las novedades para este año?

Actualmente estamos desarrollando e integrando tecnologías de información y de análisis de datos en México, también estamos trabajando de cara hacia el futuro en la integración de las baterías que tengan la capacidad almacenar energía a largo plazo.

Vemos con gran apetito las oportunidades que se están generando en los mercados en tiempo real, y buscamos cumplir con los acuerdos internacionales de inclusión de energías renovables en los sistemas eléctricos. Las baterías cargadas por tecnologías, ya sea eólicas o solares, van a poder proporcionar capacidad o potencia renovable al sistema, el cual estamos cada vez más cerca de integrar.

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

El marco regulatorio se debe actualizar constantemente Actualmente tenemos retos muy fuertes, como los coches eléctricos o los relojes a batería, el humano está usando cada vez más electricidad en sus propias herramientas.

Ante tantos cambios, el marco regulatorio debe estar a la vanguardia e incluir nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, pero también contar con una base muy específica de cómo funcionan los sistemas eléctricos de potencia. Se debe pensar más en las tecnologías modernas y futuras, para diseñar una estrategia que comprenda el principio de una transición hacia las renovables. Hoy, con la llegada de grandes inversionistas a México, debemos prepararnos en materia de regulación para brindar mayor certeza a esos capitales.

Este año es el momento de colaborar en el desarrollo de la infraestructura de transmisión para tener una ordenada transición hacia las renovables. Para ello, tenemos que trabajar en conjunto todos los privados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE); de lo contrario, el día de mañana nos vamos a quedar con un mercado muy limitado, sin capacidad de vender esa energía.

Tenemos en el mundo acuerdos como el Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que están empujando a las empresas al cumplimiento de la inclusión de las energías renovables. Si en México queremos ser un gran fabricante y exportar bienes a la Unión Europea, tenemos que cumplir con retos que ya son más globales que nacionales. En caso de no lograrlos, todas estas fábricas serán sancionadas con un impuesto por trabajar con energías fósiles y evidentemente, serán menos competitivas.

El gran reto para el gobierno y los privados es organizarnos en favor de una meta global en los próximos cinco años. Es muy importante que la regulación esté a la vanguardia tecnológica, para poder atender nuevamente estos incrementos en la demanda que se vienen. El futuro está a la vuelta de la esquina, debemos actuar ahora.

La entrada Regulus aumentó en un 100% sus operaciones, con un fuerte incremento en los PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

Aún con la polarización del marco regulatorio energético de México, las inversiones en proyectos limpios no se detienen en el país; la meta específica es trabajar de mejor forma y con menores recursos ambientales, para que el planeta sea prioridad y no sólo la fuente.

De acuerdo al último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en 2022 la generación distribuida de México registró niveles máximos de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Para dar respuesta a la creciente demanda de energías renovables, Regulus, comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, redobla sus esfuerzos para brindar instrumentos financieros competitivos.

En conversaciones con Energía Estratégica, el CEO de la firma, Jorge Hernández González, explica cómo se encuentra la industria y cuáles son los grandes desafíos por delante.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Este año será una muy buena temporada para México. Cada vez tenemos más clientes en el país, y más exigentes, por lo que las expectativas de venta de energía son ascendentes.

Actualmente estamos cómodos con nuestra participación en el mercado, tan solo este año tuvimos un crecimiento ordenado y contractual de casi un 100% en nuestras operaciones. Sin embargo, queremos seguir trabajando en la consolidación de nuestro market share.

Los reguladores, operadores privados y el gobierno debemos trabajar en conjunto para seguir desarrollando una infraestructura que nos permita constancia en el crecimiento, y que no sea sólo por cinco años, sino por los próximos 25.

¿Cuáles son los retos de fusionar el negocio energético con el mercado financiero en un país como México? 

Actualmente, la banca ya comienza a entender ese funcionamiento y cómo se procesan las operaciones de sus participantes. El mercado eléctrico es una industria nueva, donde los riesgos son un tanto inciertos; es dinámico, agresivo y difícil de entender. Por ello, cada año es mayor la comprensión de la banca para el sector y, a través de la evolución y exposición de la misma, se logra obtener cada vez un conocimiento más amplio, que permite aplicar mecanismos para mitigar esos riesgos. Ha sido complicado, pero la participación de los privados ha incrementado cada vez más. La permanencia del mercado en los últimos seis años es un factor muy importante.

El reto ha sido hacer entender a la banca que no hacemos operaciones sin sentido, sino a través de un amplio análisis de riesgos, del estudio de Big Data y de programas de aprendizaje. Éste ha sido el mayor de los retos al que nos hemos enfrentado en el mercado desde su creación.

Y entre los instrumentos financieros que brindan, ¿cómo crece el ritmo de los Power Purchase Agreements (PPAs) en México? 

Tenemos un crecimiento ordenado de nuestros PPAs anualmente. Hoy, ya tenemos cubiertos los próximos cuatro años, pero por un tema específico de riesgos estamos siendo muy cuidadosos con la elección de nuestros clientes. El ritmo del crecimiento es exponencial y como comercializadores, tenemos cada vez más suministradores que tienen clientes privados ya muy afianzados.

¿Cuáles son las novedades para este año?

Actualmente estamos desarrollando e integrando tecnologías de información y de análisis de datos en México, también estamos trabajando de cara hacia el futuro en la integración de las baterías que tengan la capacidad almacenar energía a largo plazo.

Vemos con gran apetito las oportunidades que se están generando en los mercados en tiempo real, y buscamos cumplir con los acuerdos internacionales de inclusión de energías renovables en los sistemas eléctricos. Las baterías cargadas por tecnologías, ya sea eólicas o solares, van a poder proporcionar capacidad o potencia renovable al sistema, el cual estamos cada vez más cerca de integrar.

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

El marco regulatorio se debe actualizar constantemente Actualmente tenemos retos muy fuertes, como los coches eléctricos o los relojes a batería, el humano está usando cada vez más electricidad en sus propias herramientas.

Ante tantos cambios, el marco regulatorio debe estar a la vanguardia e incluir nuevas tecnologías como el hidrógeno verde, pero también contar con una base muy específica de cómo funcionan los sistemas eléctricos de potencia. Se debe pensar más en las tecnologías modernas y futuras, para diseñar una estrategia que comprenda el principio de una transición hacia las renovables. Hoy, con la llegada de grandes inversionistas a México, debemos prepararnos en materia de regulación para brindar mayor certeza a esos capitales.

Este año es el momento de colaborar en el desarrollo de la infraestructura de transmisión para tener una ordenada transición hacia las renovables. Para ello, tenemos que trabajar en conjunto todos los privados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE); de lo contrario, el día de mañana nos vamos a quedar con un mercado muy limitado, sin capacidad de vender esa energía.

Tenemos en el mundo acuerdos como el Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), que están empujando a las empresas al cumplimiento de la inclusión de las energías renovables. Si en México queremos ser un gran fabricante y exportar bienes a la Unión Europea, tenemos que cumplir con retos que ya son más globales que nacionales. En caso de no lograrlos, todas estas fábricas serán sancionadas con un impuesto por trabajar con energías fósiles y evidentemente, serán menos competitivas.

El gran reto para el gobierno y los privados es organizarnos en favor de una meta global en los próximos cinco años. Es muy importante que la regulación esté a la vanguardia tecnológica, para poder atender nuevamente estos incrementos en la demanda que se vienen. El futuro está a la vuelta de la esquina, debemos actuar ahora.

La entrada Regulus aumentó en un 100% sus operaciones, con un fuerte incremento en los PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y que, se considere al autoconsumo por capacidad de inyección en lugar de potencia instalada. 

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y que, se considere al autoconsumo por capacidad de inyección en lugar de potencia instalada. 

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y que, se considere al autoconsumo por capacidad de inyección en lugar de potencia instalada. 

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y que, se considere al autoconsumo por capacidad de inyección en lugar de potencia instalada. 

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

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La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y que, se considere al autoconsumo por capacidad de inyección en lugar de potencia instalada. 

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y que, se considere al autoconsumo por capacidad de inyección en lugar de potencia instalada. 

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y que, se considere al autoconsumo por capacidad de inyección en lugar de potencia instalada. 

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y que, se considere al autoconsumo por capacidad de inyección en lugar de potencia instalada. 

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

La entrada Crece la distribuida en Chile pero desde el sector insisten en aspectos de mejora regulatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile dio a conocer un nuevo informe de la industria energética nacional, en el que indica la cantidad de instalaciones de generación distribuida inscritas hasta el momento. 

De acuerdo al reporte de febrero de 2023, ya se anotaron 872 proyectos de “generación ciudadana” (451 en enero y 421 en el segundo mes del año) por un total de 8109 kW de capacidad. Y de este modo, la GD ciudadana ya acumula 11604 instalaciones y 128011 kW de potencia operativa desde el primer año pandémico de COVID 

Aunque cabe mencionar que la primera parte del corriente año mantuvo un crecimiento similar a comparación de los mismos meses del 2022 (año récord para la distribuida) dado que en aquel entonces hubo 898 instalaciones.

Y si bien en el último tiempo hubo creció la GD a partir de la implementación del Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, donde miles de hogares conectaron sistemas fotovoltaicos, o mismo la propia certificación lograda tras la colocación de los equipos, desde el sector todavía existen inquietudes por el futuro. 

“Preocupa llegar a la meta de 500 MW a fines del 2024 / inicio del 2025. A pesar que previamente hubo un período de estancamiento en el crecimiento de la industria y que actualmente se ve una reactivación del mercado, creemos que no llegaremos a ese objetivo si no tomamos medidas que generen incentivos en la industria”, sostuvo Sebastian González, socio fundador de Risin Sun y director del comité de Autoconsumo de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL).

Por lo que para alcanzar tales objetivos, el especialista planteó la necesidad de contar con el aumento de la potencia máxima de netbilling y qu ese mantenga el espíritu de autoconsumo, levantando límites por capacidad instalada

“La ley de cuotas sube de 300 a 500 kW la potencia instalada, junto con una mejor remuneración de la tarifa de inyección y que se empiece a pagar lo que corresponde. Y esperamos que en el segundo semestre esté operando dicha ley porque con ello aumentará las potencias de los proyectos”, manifestó en conversación con Energía Estratégica. 

¿Qué se puede esperar en caso de que se implemente? Sebastian González explicó que cuando se modificó el límite de 100 a 300 kW, prácticamente se duplicó la generación distribuida. Por lo tanto, con el nuevo incremento del tope a 500 kW “se tiene la idea que también se duplicaría” la GD en Chile.

.”Mientras que otra medida importante se vincula con los incentivos tributarios para seguir potenciando el sector, que ayuden a cumplir y sobrepasar las metas. Si uno logra tener incentivos tributarios, como por ejemplo relacionados a la exención del IVA para las casas, uno esperaría que mejore, al menos, la misma proporción que tendría la reducción. De darse eso, la industria verá un boost, un levantamiento”, agregó. 

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

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“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

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Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

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Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

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“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

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No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

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“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

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Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

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“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

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“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

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En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

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Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

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“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

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Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

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Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

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Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

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Crece la expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.