Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

Según pudo saber Energía Estratégica, hay mucha expectativa por parte del sector por una posible reforma energética en Perú que potenciará a las renovables. Este proyecto de ley busca que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia y que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios, esquema similar al chileno.

En conversaciones con este medio, Daniel Camac, Country Manager para Perú de Engie, líder mundial de energía y servicios con presencia en varios países de Latinoamérica, destaca la cartera de proyectos renovables en los que están trabajando y propone cambios en la iniciativa que se discutirá próximamente por la Comisión de Energía y Minas.

¿Cuál es su opinión sobre el funcionamiento actual del mercado renovable peruano y qué expectativas tiene Engie para este año?

Los costos de las tecnologías de generación con recursos renovables, llámese eólica y solar, se han tornado competitivos, por ello vemos que las centrales de generación que vayan ingresando al sistema tienden a ser de esta tecnología.

No obstante, lo que se requiere es que la regulación se adecúe para que el sistema mantenga o mejore su confiabilidad con las siguientes medidas:

– Flexibilizar los costos de distribución de gas: no se requiere que las centrales a gas contraten distribución a firme de gas para las 24 horas por el 100% de la capacidad. Esto es importante para poder respaldar la mayor cantidad de generación renovable en casos que deje de soplar el viento o cuando no está presente el sol durante las noches.

– Acelerar los proyectos del Plan de Transmisión: varios proyectos del plan de transmisión se encuentran retrasados en su desarrollo, por ejemplo, el segundo transformador de la subestación Poroma. Estas instalaciones son relevantes para que la energía de las centrales renovables pueda entregarse a todo el sistema.

– Crear un mercado de servicios complementarios: el crecimiento del sistema y la mayor participación de centrales renovables se hace muy necesaria la creación de este mercado para operación confiable del sistema.

¿Cómo avanzan los proyectos que tiene Engie en Perú y cuántos MW pondrán operativos para el corto y mediano plazo?

Estamos culminando la construcción de la central eólica Punta Lomitas de 296.4 MW que cuando en entre en operación será la central eólica más grande en el Perú. Tenemos programado que dentro del primer semestre de 2023 ya esté en operación comercial.

Adicionalmente, tenemos varios proyectos renovables en nuestro pipeline que suman aproximadamente 900 MW, los cuales iremos desarrollando en la medida que el mercado las requiera.

¿Qué opinión le merece al proyecto de Ley para la separación de potencia y energía a la hora de celebrar contratos entre privados?

El fondo del proyecto para contratar suministros de energía por bloques es un impulso para la generación renovable, principalmente la generación solar, en este aspecto es positivo.

No obstante, el proyecto requiere de algunas precisiones muy relevantes, que tienen que ver con el principio de predictibilidad:

– Asegurar que en las nuevas licitaciones se incluyan los requerimientos reales y no se origine sobrecontratación lo cual será perjudicial tanto para los contratos actuales como para los nuevos.

– Que no se afecte a los contratos ya suscritos con la disminución del Precio en Barra, que cabe precisar no está relacionado con el suministro en bloques.

– En línea con el objetivo de promover generación competitiva, se debe complementar con la ampliación del plazo del régimen de depreciación acelerada, al menos hasta el 3112/2030 (está vigente hasta el 31/12/2025). Al ser inversiones de largo plazo de recuperación, se requiere de estas señales con la mayor anticipación.

– Además, resulta importante complementar con las medidas normativas mencionadas en tu primera pregunta.

¿Es posible que con el avance de tal proyecto de Ley el Estado de Perú pueda lanzar subastas de renovables al estilo chileno?

Sí es posible, en la medida que se apruebe dicho proyecto y, posteriormente, su correspondiente reglamento.

Cabe resaltar que para lograr los objetivos de contar con suministro competitivo, los proyectos adjudicados en estas licitaciones deben ser aquellas que en su conjunto representan el mínimo costo durante todo el pazo de suministro.  

¿Es importante que Perú lance una subasta de renovables? De ser así, ¿bajo qué condiciones?

No es necesario que se lance una subasta explicita de generación renovable porque con la disminución de los costos estas tecnologías ya no requieren de subastas ad-hoc.

Esto se demuestra en la práctica, ya que a la fecha están en construcción para ponerse en operación comercial entre 2023 e inicio del 2024, cuatro proyectos de generación renovable por una capacidad de 650 MW, los cuales no resultaron de subastas ad-hoc sino con las reglas actuales del sector.

La entrada Engie desarrolla una cartera 900 MW renovables en Perú y considera que no son necesarias las subastas estatales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

La entrada Ethos vislumbra un “golpe de timón” en la política renovable mexicana tras las elecciones presidenciales se publicó primero en Energía Estratégica.

De acuerdo al sector energético, en México hay extraordinarias condiciones para las renovables, pero el actual Gobierno no ha propiciado un marco jurídico que respalde las inversiones limpias, y los proyectos están migrando a países como Chile y Colombia.

En efecto, según el Climascope de BloombergNEF publicado en 2022, en lo que va de la administración del presidente Andrés Manuel López Obrador, las inversiones destinadas a proyectos de energías limpias se han reducido ido drásticamente, pasando de 5,893 millones de dólares en 2017 y 4 mil 254 millones de dólares en 2019 a 705.9 millones de dólares en 2021.

Bajo esta premisa, Sebastián Guzmán, coordinador de Ciudades del Futuro en Ethos Innovación en Políticas Públicas, proyecta en conversaciones con Energía Estratégica cambios en la matriz energética a corto plazo y revela las debilidades del Plan Sonora, único proyecto renovable de magnitud que ha desarrollado la gestión actual.

Fuentes del sector notan un cambio en la actitud del Gobierno y se están reactivando las licitaciones para desarrollos renovables. ¿Cuál es su visión?

El problema es que a este gobierno le queda muy poco tiempo, no es probable que se establezca un cambio real en México. No obstante, están sentando bases para lo que viene y se está marcando una línea muy clara de parte de Estados Unidos, que exige cambios en la política energética mexicana de cara al 2024. También hubo algunos esfuerzos locales aislados a nivel generación distribuida comunitaria, pero nada de eso tiene un impacto significativo.

La triste realidad es que no hay nada más que el Plan Sonora, megaproyecto que interpreto como una forma de demostrar que estaban haciendo algo. Por eso lo presentaron como un plan con muchos elementos integrales como la industria extractiva, proyectos de transmisión y distribución en Puerto Peñasco, una zona que sufre mucho estas cuestiones.

Sin embargo, estoy convencido que habrá un cambio por parte de quien llegue al poder en las próximas elecciones. El tema energético siempre va a ser algo prioritario en la agenda política para conducir por un buen camino en materia económica a un país.

¿Han participado del plan Sonora con propuestas? ¿En nombre de la Ethos qué opinión le merece este megaproyecto?

A través de colectivos de los que formamos parte, promovimos algunas modificaciones y generamos ruido para que se identifiquen sus debilidades. Pero este gobierno no es muy receptivo a ese tipo de cosas y los alcances de las recomendaciones se limitaron al entendimiento y al oído del tomador de decisiones.

Creemos que está muy bien diseñado porque tiene cuatro etapas y la capacidad instalada viene aumentando de manera gradual, pero tiene carencias. A pesar de tener números rojos, continúa siendo CFE el principal ente que asume los riesgos de inversión del proyecto. La CFE no tiene capital para poder desarrollar infraestructura de esa magnitud y la pregunta es de dónde va a sacar los fondos.

Se identificó que la parte de generación era muy costosa para el Estado, por eso se abrió a la inversión privada para que asumiera los principales costos. Sin embargo, esta política energética quiere recuperar la parte de generación y el plan Sonora pone a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como el principal inversor por lo que no hay condiciones para que la inversión privada realmente pueda retomar ese papel. A esto se le suma la inexperiencia que tiene CFE al desarrollar este tipo de proyectos y actualmente esa zona ya tiene muchas dolencias de congestionamiento eléctrico por la falta de infraestructura. Entonces de nada va a servir tener la planta solar más grande de Latinoamérica con una capacidad instalada tremenda, si no vas a poder suministrar esa energía hacia donde se necesita. Es un gran proyecto de impacto local, nada más.

¿Qué oportunidades hay en otro tipo de energías como el Hidrógeno verde?

El hidrógeno verde se ha comenzado a posicionar en México. Ya se han tenido conversaciones en ciertas cámaras al respecto. La llegada de Tesla a Santa Catarina marca un elemento muy importante, que no es un logro de la política energética, sino del nearshoring. 

Hay condiciones de cara al futuro para que México pueda adoptar tecnologías en temas de movilidad y continuar con proyectos solares y eólicos. Hay recursos, inversiones e instancias que ya están disponibles. El problema es que si no tienes un marco jurídico que respalde y abrace a las renovables a largo plazo, van a ser esfuerzos individuales, aislados, y no se van a poder consolidar. De no hacerse, las inversiones renovables se seguirán yendo a otros países. Chile captó muchísimo desarrollos de renovables, hidrógeno y litio. Colombia absorbió también mucha inversión de renovables, incluso hasta emularon el modelo de subastas que México canceló. Entonces, si México no aprovecha la oportunidad y capitaliza la inversión, las renovables se moverán.

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A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

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A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

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A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

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A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

A ocho meses de su asunción, el Gobierno de Gustavo Petro pone en marcha la primera licitación para una obra de transmisión eléctrica en Colombia.

Se trata de la Subestación Primavera 500 kV –VER-, donde el Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras.

Según especifica el cronograma, el miércoles de esta semana la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estará brindando una audiencia de la presentación del proyecto a través de la página web de la propia entidad: https://www1.upme.gov.co/

Dentro de los hitos que destaca el cronograma, la presentación de propuestas de sobre No. 1 y 2 para el proceso de selección del Inversionista (que se realizará desde la 00:01 a las  8:30) será el 29 de junio.

Se espera que a principios de agosto se determine un ganador de la obra, la cual, según los pliegos, “debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Especificaciones

En cuanto a la parte técnica, según los pliegos, el proyecto comprende:

(i) La definición de las especificaciones técnicas del segundo transformador 500/230 kV de 450 MVA en la subestación Primavera y sus bahías correspondientes..

(ii) La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto);

(iii) La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras); y

(iv) La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante 25 años contados desde la Fecha Oficial de Puesta en Operación.

Descripción de Obras en la Subestación Primavera 230 kV

El Inversionista seleccionado deberá hacerse cargo de la selección y adquisición del lote (en caso de ser necesario), el diseño, la construcción, la operación y el mantenimiento de las obras descritas en el numeral 2, incluyendo los espacios de reserva definidos.

La bahía de transformación a instalar deberá mantener la configuración de la subestación Primavera 230 kV. Los equipos a instalar podrán ser convencionales o GIS (tomado de la primera letra del nombre en inglés “Gas Insulated Substations” Subestaciones aisladas en gas SF6) o una solución híbrida, de tipo exterior o interior según sea el caso, cumpliendo con la normatividad técnica aplicable y todos los demás requisitos establecidos en los DSI.

El Inversionista deberá garantizar la compatibilidad de las nuevas bahías de transformación, en funcionalidad y en aspectos de potencia, comunicaciones, control y protecciones con infraestructura en la subestación Primavera 230 kV.

Los equipos o elementos a instalar en la Subestación Primavera 230 kV deberán ser completamente nuevos y de última tecnología.

La entrada El Gobierno de Petro lanza la primera licitación para una obra eléctrica: una línea en 500 kV se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible y de cantidad de inversiones para expandir el sistema de transporte eléctrico son algunas de las principales trabas para el desarrollo de más proyectos renovables en el país.

Hoy en día, los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), es decir, aquellos con  factibilidad para proyectos eólicos y solares, no cuentan con nada de potencia adjudicable. Hecho que se hizo notorio ante la ausencia de solicitudes de prioridad de despacho en la reciente convocatoria del Mercado a Término (MATER). 

Es por ello que desde el sector privado volvieron a remarcar la necesidad de trabajar urgentemente en la búsqueda de alternativas e implementación de medidas para ampliar el sistema interconectado argentino. 

“La tecnología eólica, por escala y dimensiones, requiere una escala mínima mucho mayor a la que vemos en la historia de la industria. Y en términos de competitividad con otras tecnologías que pueden ser más fáciles de adaptar modularmente, como por ejemplo la solar, veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“O la alternativa es agregar desequilibrios al sistema en donde muchos jugadores empiecen a especular con ampliaciones futuras y esperar que algunas existan y así se equilibre la capacidad de despachar esos parques que pudieran haber en el futuro”, agregó durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Y si bien ya está en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional gracias al aporte del FFTEF, y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con el cual Argentina está cerca de alcanzará casi 5000 kilómetros de red, desde el sector todavía ven una serie de retos para acelerar ese proceso. 

Justamente, una de las propuestas llegó por parte de la CEA para que la industria privada pueda participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. Sugerencia que fue escuchada y que prontamente se incorporará como uno de los cambios del MATER. 

“Hay un conjunto de planes estratégicos muy bien dimensionados por Transener, Secretaría de Energía y CAMMESA (…) Pero podemos tener un desafío secuencial, que significa ver qué obras se pueden realizar para intentar destrabar secuencia de esos planes, atendiendo la demanda o flujos y así expandir ciertas líneas, en total consonancia que las autoridades definan. La idea es que eso destrabe un conjunto de opciones de crecimiento de generación eólica y diversos nodos para las renovables”, sostuvo Andrews. 

“Hay que dar bancabilidad e incluso hay esquemas de fideicomisos que funcionaron en Argentina y los bancos de desarrollo están presentes si son proyectos para ampliar capacidad de evacuación estrictamente renovable”, concluyó su participación en el evento el CEO de Genneia y presidente de la CEA. 

La entrada Andrews: “Veremos un límite a la capacidad de ampliación del parque eólico porque no hay más donde conectarse” se publicó primero en Energía Estratégica.