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República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

La entrada ASOFER analiza posibles escenarios de licitaciones y feed in tariff en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

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República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

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República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

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República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

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República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

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República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

La entrada ASOFER analiza posibles escenarios de licitaciones y feed in tariff en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

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República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

La entrada ASOFER analiza posibles escenarios de licitaciones y feed in tariff en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

República Dominicana supera los 5000 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Pese a que menos del 30% de la matriz energética provenga de fuentes renovables, las últimas adiciones del 2022 se destacaron por ser eólicas y solares.

Se trata de nuevas centrales generadoras renovables como el Parque Fotovoltaico El Soco (50 MW), la Planta Santanasol (50 MW), y El Parque Eólico Los Guzmancito 2 (46.80 MW), este último en proceso de código de conexión.

Desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) saludan los esfuerzos del sector privado para la concreción de los proyectos y de la actual administración de gobierno para impulsar nuevas políticas de promoción mientras aguardan por la vigencia del nuevo marco que viabilice mecanismos como licitaciones y Feed in tariff.

“Desde ASOFER vemos un entorno muy positivo. Aplaudimos la forma en la que el gobierno está gestionando la normativa, la claridad en las reglas y la transparencia. No obstante, hay muchas tareas por hacer en este momento”, observó Álvaro Vergara, Vocal de ASOFER.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit en Santo Domingo el portavoz de ASOFER se refirió a la importancia de abordar la expansión de la generación con una visión holística de todos los factores que inciden en que este crecimiento se haga realidad.

En el caso de proyectos utility scale, Álvaro Vergara exhortó a que esa visión holística además de considerar expansión de las redes de transmisión, fomente la competitividad de precios y transparencia de contratación al momento de hablar de licitaciones de energías renovables.

“Vemos con buenos ojos que haya licitaciones en general, siempre y cuando lógicamente se manejen con total transparencia. Ahora bien, en ese sentido es muy importante también tener una visión de mediano plazo porque una buena licitación no es suficiente como política energética”, consideró.

En ese sentido, explicó que la recomendación desde ASOFER es que se aborde una eventual nueva licitación renovable como un programa de política pública que sea de mediano plazo que permita que haya muchas licitaciones exitosas y no se discontinúen.

Adicionalmente al plan de licitaciones, puso a consideración el mecanismo de Feed in Tariff para movilizar nuevas inversiones en el sector renovable.

“El Feed in tariff es muy atractivo porque permite que todos los jugadores que están desarrollando, trabajen, hagan todo su desarrollo, hagan todas sus gestiones, sabiendo que hay un valor al cual se le van a firmar los PPA cada año y ese valor lo pueden introducir en sus modelos financieros con todas las demás variables para poder hacer proyecciones para sus propios proyectos”, valoró.

Siguiendo con el análisis de ÁlvaroVergara, esta visión de mediano plazo, sea con un plan de licitaciones o con un mecanismo de Feed in tariff, permitiría que el desarrollo de las renovables no esté sujeto a los vaivenes políticos, cambios de gobierno, situaciones electorales o momentos en los cuales pueda haber algún tipo de acusación sobre la forma en la que se llevó a cabo algún proceso.

La entrada ASOFER analiza posibles escenarios de licitaciones y feed in tariff en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

La entrada Risen presenta los módulos solares HJT Hyper-ion con una eficiencia superior al 22.5% se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

La entrada Risen presenta los módulos solares HJT Hyper-ion con una eficiencia superior al 22.5% se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

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En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

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En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

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Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

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“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

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Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

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En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

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Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

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En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

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Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

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En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

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Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

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En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

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“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

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“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

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“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

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Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

La entrada Risen presenta los módulos solares HJT Hyper-ion con una eficiencia superior al 22.5% se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

La entrada Risen presenta los módulos solares HJT Hyper-ion con una eficiencia superior al 22.5% se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

La entrada Risen presenta los módulos solares HJT Hyper-ion con una eficiencia superior al 22.5% se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

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“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

La entrada Risen presenta los módulos solares HJT Hyper-ion con una eficiencia superior al 22.5% se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

La entrada Risen presenta los módulos solares HJT Hyper-ion con una eficiencia superior al 22.5% se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

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Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

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“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

Por último, anunció que en Honduras y El Salvador vendrán renovaciones de plantas a través de licitaciones a través de procesos públicos. 

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En el marco del mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en Santo Domingo, diferentes actores privados analizaron las nuevas tendencias del sector solar en la región.

En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

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En el panel “Innovación Constructiva y Desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Eduardo Ventura, Regional Sales Manager (México, Central America & Caribbean) de Risen, empresa china líder en la venta de sistemas de generación fotovoltaica (FV), explicó los nuevos proyectos que tienen en cartera.

“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

De esta forma, aclaró que están apostando en modificar el frame de los módulos hacia aleaciones de acero, para que no sean solo de aluminio, ya que es un material que tiene una fluctuación más sensible.

Para la multinacional es crucial bajar el coeficiente de temperatura en este tipo de proyectos. Estos desarrollos vendrán de la mano de una garantía extendida de 30 años para hacer frente a condiciones como las del Caribe, Centroamérica y México donde las temperaturas son extremas. 

“Esto nos permite aportar CAPEX a nuestros proyectos, haciéndolos más estables, para que el precio de los módulos no fluctúe tanto en el tiempo, como venía pasando dos años atrás”, señaló Ventura.

Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

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Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

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“Estamos promoviendo el módulo HJT Hyper-ion con bajo coeficiente de temperatura y una eficiencia de arriba del 22.5% en la producción. La idea es reducir el Balance de Sistema (BOS por sus siglas en inglés), no solo con el desarrollo, sino también cambiando algunos componentes o configuraciones del módulo”, destacó. 

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Y añadió: “La madurez del mercado lo dicta la tecnología que se toma como materia prima. El reto es poder encontrar de una manera más rápida ese corte axial entre la máxima eficiencia y el costo más bajo. El gran desafío es cambiar la configuración de los módulos, ya dejar de hacer tantas camas King Size y avanzar en módulos con frames más estables”.

“Lo vamos a lograr con innovación y desarrollo y con la integración vertical de la cadena de suministros como tal hasta que llega. Por ejemplo, en la de manufactura, línea de producción, suministro de materia prima y luego, aguas abajo, con los acuerdos con navieras y el packing porque recordemos que la ventaja del módulo tipo n es que se pueden acopiar una mayor cantidad de módulos por contenedor de cuarenta pies”, afirmó.

Presencia en mercados regionales

Además, el especialista mencionó a los países más atractivos de la región para la empresa fabricante de módulos solares: “Nuestro mercado más maduro a nivel de generación distribuida es México. Si bien los proyectos a gran escala avanzan despacio, es el polo más importante de la región”.

También, aseguró: “Vemos mucho potencial en el Caribe sobre todo por las ventajas regulatorias que está teniendo el mercado principalmente en República Dominicana. Esperamos un salto a la generación distribuida a pequeña y gran escala impulsado por la participación de comerciales industriales en la producción local”.

Según el experto, Guatemala y Panamá también están tomando fuerza y han tenido una muy buena apertura para proyectos interesantes de gran escala este año.

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La entrada Risen presenta los módulos solares HJT Hyper-ion con una eficiencia superior al 22.5% se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

Del 26 al 28 de abril, Expo Guadalajara, México, será la sede de la exposición especializada en energía y tecnología solar, Solar + Storage Mexico 2023. El evento es una oportunidad ideal para que los expertos de la industria intercambien información y desarrollen alianzas en el sector.

JA Solar, un fabricante líder de paneles solares, exhibirá sus últimos módulos de alta eficiencia en el stand A18 durante la exposición. Los visitantes tendrán la oportunidad de reunirse con nuestros expertos, quienes les presentarán las últimas tecnologías, productos y tendencias del mercado fotovoltaico en México. Desde que ingresó al mercado en 2016, JA Solar se ha comprometido a brindar productos de alta calidad y excelentes servicios a nuestros clientes locales, promoviendo la transformación de energía verde en la región.

El destacado desempeño de JA Solar en el mercado fue reconocido por EUPD Research, que otorgó a la empresa el sello Top Brand PV 2022 en el mercado mexicano. Los datos aduaneros de China también muestran que los módulos de JA Solar representaron alrededor del 15 % de todos los módulos enviados a México desde China en 2022, lo que demuestra la alta competitividad de los productos y servicios de la empresa en el mercado local.

Invitamos a todos los asistentes a Solar + Storage Mexico 2023 a visitar nuestro stand A18 y experimentar nuestros últimos productos. No pierda esta oportunidad de conocer las tecnologías y soluciones fotovoltaicas de vanguardia que ofrecemos.

La entrada JA Solar confirma su participación en Solar + Storage México 2023 se publicó primero en Energía Estratégica.

Del 26 al 28 de abril, Expo Guadalajara, México, será la sede de la exposición especializada en energía y tecnología solar, Solar + Storage Mexico 2023. El evento es una oportunidad ideal para que los expertos de la industria intercambien información y desarrollen alianzas en el sector.

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El destacado desempeño de JA Solar en el mercado fue reconocido por EUPD Research, que otorgó a la empresa el sello Top Brand PV 2022 en el mercado mexicano. Los datos aduaneros de China también muestran que los módulos de JA Solar representaron alrededor del 15 % de todos los módulos enviados a México desde China en 2022, lo que demuestra la alta competitividad de los productos y servicios de la empresa en el mercado local.

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