Las inversiones en energías renovables continúan en México. Y la empresa francesa Neoen es una de las que tiene nuevos proyectos en carpeta, tanto en el país norteamericano como en Latinoamérica en general. 

A mediados del año pasado finalizó el Parque Solar “El Llano” de más de 300 MW de potencia instalada en el Estado de Aguascalientes, proyecto que fue adjudicado en la Tercera Subasta de Largo Plazo del país. 

Y ahora la compañía tiene en la mira la construcción y finalización de otra central fotovoltaica, esta vez en el Estado de Puebla, más precisamente en el municipio de Tepeyahualco, cerca de la frontera con Veracruz. 

Incluso desde la propia Agencia Estatal de Energía de dicho Estado meses atrás le confirmaron a Energía Estratégica que ayudarán para que se instalen y pongan en operación comercial varios proyectos de empresas privadas, entre ellos, uno de Neoen. 

Se sumarán 1366 MW de capacidad renovable en Puebla

“Creemos que para diciembre del próximo año contaremos con esos 330 MW solares”. Así lo aseguró Paul Centeno Lappas, Director General en Neoen México, durante el webinar denominado “Retos y Oportunidades de Inversión en el Sector Energético” que fue organizado por la Agencia de Energía del Estado de Puebla. 

¿Por qué harán el parque en dicha zona? El especialista comentó que “hay una cuenca solar fabulosa, porque hay mucho terreno disponible y un recurso solar increíble, además de dos líneas de transmisión de 400 kv que vienen de la central nuclear que permiten evacuar todo ese potencial”. 

“Estamos entusiasmados con el proyecto que tendríamos que haber lanzado la interconexión previo al COVID y, ahora, en un terreno un poco más estable pero todavía con algunos pendientes, nos hemos animado a lanzar las obras de interconexión”, señaló Centeno Lappas. 

De esta manera, este emprendimiento llevado a cabo por Neoen será uno de varios parques solares previstos en los primeros meses del año por la Agencia de Energía del mencionado Estado. 

Y cabe recordar que entre todos esos proyectos fotovoltaicos, tanto en construcción como aquellos avanzados en la etapa de cumplimiento regulatorio, acumularán más de un gigavatio de capacidad a instalar en Puebla. 

“Queremos participar y hacer nuestra contribución a la transición energética del país”, sostuvo el Director General en Neoen México. 

La convocatoria del segundo trimestre del año del Mercado a Término de Energías Renovables tiene dos solicitudes de prioridad de despacho, ambos de proyectos solares fotovoltaicos, según pudo saber Energía Estratégica.

La asignación de prioridad de despacho será el próximo jueves 29 de julio, mientras que la presentación de caución podrá hacerse hasta dos semanas posteriores, es decir, el jueves 12 de agosto. 

En caso que los proyectos sean adjudicados, será la primera vez desde el 2020 que esto ocurra – en el segundo trimestre de dicho año fue para el Parque Solar Chamical II de 8 MW de potencia – y la segunda oportunidad desde último trimestre del 2018. 

Es decir que nueve de los diez últimos llamados, fue nula la cantidad de proyectos renovables del Mercado a Término asignados por CAMMESA, en su mayoría debido a ciertas problemáticas relacionadas como el tiempo para presentar la caución y el monto a pagar por megavatio.

Estas presentaciones llegan pocas semanas después de que el Gobierno Nacional buscara reordenar y modificar el régimen del MATER con una nueva resolución enviada por la Secretaría de Energía de la Nación. 

En la misma se derogó el costo de USD 250.000 por megavatio de potencia asignado y ahora será en pesos equivalentes a USD 500 por trimestre hasta aquel que corresponda al plazo de habilitación comercial.

Además, en la resolución la Secretaría de Energía también instruye al ente encargado del despacho a invitar, por un plazo de sesenta días, a que los proyectos que a la fecha cuenten con prioridad de despacho asignada opten por encuadrarse en la actual resolución,

Finalmente, en virtud de los hechos, los dos proyectos fotovoltaicos que se presentaron a la actual convocatoria llevada adelante por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A, podrían sumarse a otros cuarenta y seis centrales renovables asignados en el MATER. 

Y de esta manera aumentaría el número 1101,6 MW de potencia asignada con prioridad de despacho en el Mercado a Término, aunque de dichos emprendimientos solamente veintiséis están habilitados y suman 712.4 MW de capacidad instalada. 

La cuestión que queda por resolver es dónde se ubicarán estos proyectos que solicitaron prioridad de despacho, dado que la capacidad disponible en la red para inyectar energía sin restricción tiene algunos límites. 

En la zona que incluye a la Patagonia, Bahía Blanca y Comahue, lo máximo asignable son 32 MW; entre las regiones Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino, el límite es 167 MW de potencia; mientras que en el Litoral son 100 MW y en el noreste argentino hay otros 200 MW disponibles.

A partir del año 2023, las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) deberán empezar a reportar de manera muy detallada cómo están cumpliendo sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC). 

Las negociaciones que se llevarán a cabo del 1 al 12 de noviembre en la COP26 serán determinantes para terminar de definir aspectos técnicos y procedimentales para aquellas mediciones y reportes. 

“Espero que los formatos de ese reporte vayan a ser cerrados y finalmente acordados en Glasgow este año”, consideró Gustavo Máñez, coordinador de Cambio Climático para América Latina y el Caribe del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (UNEP/PNUMA).

Durante una conversación junto a Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica, el referente de ONU Medio Ambiente indicó que la región deberá trabajar más por implementar medidas que nos acerquen a la meta del 1.5° C de temperatura media global. 

“En países como Brasil o México la verdad es que no vimos un aumento de ambición y en algunos casos vimos un estancamiento”, advirtió Máñez.

De allí, valoró como urgente un aumento de ambición que sea consonante tanto con la urgencia del cambio climático como también con las oportunidades económicas que puede traer la descarbonización. 

Las energías renovables, el hidrógeno verde y la movilidad sostenible serían algunos de los sectores en los cuales deberían reforzarse las inversiones según el coordinador de Cambio Climático de ONU Medio Ambiente.

Además, argumentó que otras fuentes como el gas no serían la alternativa oportuna como combustible para la transición energética y llamó a evaluar soluciones sostenibles y de triple impacto. 

«Hacer inversiones en gas nos alejará del Acuerdo de París y nos hará menos competitivos económicamente», sostuvo. 

Se sabe de los compromisos de las Partes a través de las NDC pero aún no se habla de eventuales sanciones a los países que vayan en dirección contraria, ¿evalúan incorporar sanciones?, ¿es un tema que podría debatirse en la COP26? ¿Cómo avanza la implementación de instrumentos de mercado tales como políticas de precios al carbono o comercio de emisiones? Fueron otras de las preguntas que respondió Gustavo Máñez, coordinador de Cambio Climático para América Latina y el Caribe del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (UNEP/PNUMA).

Acceda a las declaraciones completas en esta grabación de la entrevista. 

La empresa global de energía eólica y solar, Mainstream Renewable Power, ha logrado el cierre financiero de la tercera y última fase de su plataforma eólica y solar “Andes Renovables”» en Chile.

Los 182 millones de dólares del financiamiento obtenidos se destinarán a la construcción de la fase “Copihue”, que consiste en un parque eólico, denominado Camán, situado en la Región de Los Ríos.

El proyecto, que empezará a operar en 2022, tenía inicialmente una capacidad instalada de 100 MW, pero ha aumentado a 148,5 MW tras la firma de un acuerdo bilateral de compra de energía a largo plazo.

El financiamiento fue obtenido a través de los bancos KfW IPEX-Bank, DNB y CaixaBank. Por su parte, el financiamiento del IVA estuvo a cargo de Scotiabank Chile.

Con el cierre financiero anunciado hoy, Mainstream completa una inversión de más de 1.800 millones de dólares para construir toda su plataforma Andes Renovables de 1.35 GW que proporcionará alrededor del 20% de la energía para los clientes regulados en Chile utilizando energía renovable.

Manuel Tagle, gerente general de Mainstream Latam, señaló que “estamos contentos de haber aumentado el tamaño de la cartera de Copihue en un 50% al añadir un PPA bilateral además del PPA regulado existente, lo que demuestra nuestra posición en el mercado”.

Andes Renovables alimentará el equivalente de más de 1,7 millones de hogares chilenos y evitará la emisión de más de 1,6 millones de toneladas de CO2 al año, lo mismo que producen unos 350.000 autos al año. Los diez parques eólicos y solares que componen la plataforma están ubicados entre las regiones de Antofagasta y Los Lagos. Es precisamente esta diversificación geográfica y tecnológica la que permitirá un suministro eléctrico más seguro y constante.

Adicionalmente, Tagle señaló que “esto no acaba aquí. Estamos utilizando nuestra plataforma renovable y nuestra experiencia como líderes del mercado para ser pioneros en nuevos desarrollos en tecnologías emergentes para complementar la capacidad existente y asegurar que estamos a la vanguardia de las tecnologías limpias.

Paralelamente a la plataforma Andes Renovables, también estamos invirtiendo en una nueva plataforma renovable a gran escala.

Además, en los últimos meses hemos firmado cuatro nuevos contratos de suministro de energía con clientes privados”.
Sacyr será el contratista de Balance de Planta del parque eólico Camán y realizará las obras de conexión eléctrica. El transformador principal será suministrado por ABB.

GoodWe ha incrementado su portafolio de productos y soluciones para la industria solar en los últimos dos años. No sólo cuenta con más variedad de potencia dentro de sus líneas de inversores, sino también productos específicos para cada mercado. 

Es de destacar la atención que ha puesto la empresa en Latinoamérica y el Caribe. Para esta región cuentan con servicio postventas para todos los clientes locales. Ingenieros en Chile y México dan un seguimiento especial y apoyo técnico específico para inversores y baterías GoodWe.  

Para brindar más precisiones sobre la empresa en estas latitudes y compartir su lectura sobre innovaciones que trabajan para el mercado solar Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de GoodWe, brindará este miércoles una entrevista exclusiva en el nuevo evento de Latam Future Energy. 

Se trata del “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit” organizado por Energía Estratégica e Invest in Latam.

REGISTRO SIN COSTO

En líneas generales, este evento se enfocará en actualizar todo el escenario regional en torno a los sectores con mayor proyección de crecimiento para esta década: el fotovoltaico, el almacenamiento y el hidrógeno verde. 

No se pierda las dos jornadas de paneles de debate y ponencias destacadas. Cada día contará con temáticas específicas por abordar: 

– 7 de julio: Encuentro sobre energía solar y almacenamiento.

– 8 de julio: Encuentro sobre Hidrógeno y renovables.

REGISTRO SIN COSTO

Allí, conocerá todo lo que tiene que decir el galardonado por Wood Mackenzie como productor de inversores de almacenamiento número 1 a nivel mundial en 2020: GoodWe.

No se pierda las declaraciones en vivo de Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de GoodWe, durante una entrevista destacada que ofrecerá durante la primera jornada del “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit”: 7 de julio a las 10 am (GMT-5).

Schneider Electric ha sido nombrada como la Mejor Organización de Cadena de Suministro Sostenible Global en la Cumbre Global de Cadena de Suministro Sostenible 2021 (Cumbre GSSC).

El premio se entregó en la ceremonia de entrega de premios de la cumbre inaugural que tuvo lugar virtualmente entre el 8 y el 10 de junio. Schneider fue seleccionado como el ganador de una lista corta de las principales empresas internacionales, con los puntajes más altos en más de 100 indicadores, incluidos el desperdicio de energía, la salud ocupacional y la diversidad e igualdad de oportunidades.

Este premio valora los esfuerzos de Schneider Electric para reducir las emisiones de carbono de sus cadenas de suministro en más de 100.000 toneladas durante los últimos tres años. A finales de 2020, el 80 por ciento de las operaciones de Schneider estaban impulsadas por energías renovables, habilitadas por las propias tecnologías de Schneider y aprovechando los acuerdos de compra de energía renovable (PPA).

Al colocar la sostenibilidad en el centro de su estrategia actual de cadena de suministro, conocida como programa STRIVE (2021-2023), Schneider planea tener 70 plantas y centros de distribución de carbono neto cero para 2025 y buscar progresivamente mayores eficiencias energéticas y de carbono en todos sus ~ 300 instalaciones de fabricación y almacenamiento.

Schneider ha fijado su propio precio del carbono hasta 130 € / tonelada para ayudar con la toma de decisiones para las inversiones en la cadena de suministro con un impacto significativo en el CO2.

Varias de las ambiciones del programa STRIVE abarcan la red de aproximadamente 15.000 miembros de Schneider de los principales proveedores de la cadena de suministro, comprometidos con la mejora continua de sus prácticas medioambientales, de seguridad y de responsabilidad social.

Los proveedores también apoyarán el mayor uso de materiales ecológicos en los productos de Schneider y su transición a envases de cartón reciclado únicamente.

Como parte de este compromiso, Schneider lanzó recientemente el Proyecto Cero Carbono, que tiene como objetivo reducir la huella de carbono de su cadena de suministro. En el marco de esta iniciativa, la compañía se asociará con sus 1.000 proveedores principales, que representan el 70% de las emisiones de carbono de Schneider, para reducir a la mitad las emisiones de CO2 de sus operaciones para 2025.

La iniciativa forma parte de los objetivos de sostenibilidad de Schneider para 2021-2025 y es un paso concreto. hacia la limitación del aumento de la temperatura global media a 1,5 ° C o menos para 2050, como se propone en el Acuerdo de París.

Schneider Electric también ayuda a sus clientes a reducir las emisiones de carbono. Walmart, el minorista más grande del mundo, está trabajando con Schneider en el Programa Gigaton PPA, para que los proveedores de Walmart participen en PPA agregados, ya que las empresas más pequeñas pueden carecer del tamaño necesario para abordar estos mercados individualmente.

El trabajo de Schneider con Walmart tiene como objetivo acelerar el uso de energías renovables con la base de proveedores de Walmart y reducir en mil millones de toneladas métricas de emisiones de carbono para 2030.

«La sostenibilidad es fundamental para STRIVE, la estrategia de transformación de la cadena de suministro de Schneider Electric«, dijo Mourad Tamoud, vicepresidente ejecutivo de la cadena de suministro global de Schneider Electric.

“Siempre consideramos la descarbonización, la circularidad, la seguridad y la preservación de la biodiversidad en nuestra toma de decisiones y relaciones con los proveedores. En un contexto de interrupción continua de la cadena de suministro causada por la pandemia, valoramos la colaboración abierta con la comunidad de la cadena de suministro en la Cumbre GSSC y nos sentimos honrados de recibir este reconocimiento«, concluye.

En la tarde de hoy, Pedro Albertho Pérez Durán, representante de Saeb Atlantic, sorprendió en la Audiencia Pública que estaba desarrollando la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) sobre la subasta para el Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB), para solicitar su baja de la convocatoria.

“Tenemos serios indicios que la garantía bancaria otorgada por Itaú, tiene visos de falsedad o de ser apócrifos”, denunció el directivo ante los presentes, y explicó que ayer (el jueves 1 de julio) la empresa envió un oficio a la UPME solicitando que, ante esta situación, no se tenga en cuenta su propuesta.

“Es inconcebible que un banco de estas características, con reconocimiento reputacional, a través de un oficial bancario envíe una respuesta de características tan ambiguas cuando ellos conocieron los términos de la convocatoria”, se quejó Pérez Durán.

Y determinó: “Sin una certeza sobre la autenticidad o no de los documentos cancelados por el banco Itaú, Saeb prefiere declinar su propuesta en la convocatoria”. El directivo adelantó que harán la denuncia penal correspondiente.

Si bien las autoridades de la UPME advirtieron que en los documentos de selección no se prevé la figura de “desistimiento”, sin embargo se comprometieron a tener contemplación por el pedido de la empresa y permitirle su baja de la subasta, calificándola como “no elegible”.

En tanto, el representante Saeb Atlantic recordó que días atrás sucedió un caso similar: el Ministerio de las TIC adjudicó a Unión Temporal Centros Poblados la adecuación de varios centros digitales que presten el servicio de internet en un gran número de departamentos de Colombia.

Pero finalmente la subasta (por 1,07 billones de pesos) quedó teñida de polémicas cuando el Ministerio de las TIC encontró que la garantía de seriedad que había entregado la Unión Temporal Centros Poblados, supuestamente firmada por el banco Itaú, era falsa.

Existen versiones de las autoridades bancarias que dicen que desde Itaú no se han expedido tales garantías y que, a la luz de los hechos, se trataría de estafadores que están utilizando el sello del banco brasilero.

La subasta

Así las cosas, ahora son nueve las empresas que se disputan la adjudicación para el diseño, construcción, instalación, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento del proyecto de almacenamiento de baterías de 50 MW, a emplazarse en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico.

Éstas son: la francesa Engie Colombia Energía; Proeléctrica SAS, que forma parte del conglomerado de empresas Genser Power; Celsia Colombia; Interconexión Eléctrica (ISA); Terpel Energía; la china Canadian Solar; Grupo Energía Bogotá (GEB); la alemana ABO Wind; y Air-e SAS (Enerpereira).

La Secretaría de Energía de México publicó el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2021-2035, que detalla la planificación anual con un horizonte a quince años y alineado a la política energética en materia de electricidad.

En el mismo se observa que México incumplirá con sus metas de generación limpia establecidas en la Ley de Transición Energética y en el Acuerdo de París. ¿Por qué? El PRODESEN señala que la participación de energías limpias sería del 31% para 2034, pero la propia ley ambiental decreta un mínimo del 35% para dicho año. 

Sin embargo, a partir del 2026 y hasta el 2035 – año tope del actual PRODESEN – sí se acataría los objetivos de dicha índole, igualando los porcentajes propuestos e incluso superándose en algunos escenarios por 1% más. 

Este incumplimiento fue señalado por la Comisión Federal de Competencia Económica a mediados de mayo, cuando difundió un documento elaborado a lo largo de 2020 e inicios del corriente año, previo a la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica. 

Peligra el cumplimiento de las metas de generación limpia en México

Allí la COFECE estimó que, en un escenario conservador, el país quedaría en 29,8%, es decir, 5,2 puntos porcentuales por debajo de la meta para el 2024. 

Y si bien se mencionaba que este año se estarían cumplimento los objetivos (30%), bajo el panorama más optimista implicaba un máximo del 33,6%, aún por debajo del 35% planteado en la ley nacional. 

De todos modos, el PRODESEN estipula que para el cierre del 2024 se incorporen 21,291 MW de potencia, incluyendo a la generación distribuida fotovoltaica, de los cuales el 55,5% corresponde a energías limpias si se toma en cuenta un escenario de gran crecimiento para la GD-FV. 

Aquí cabe mencionar que la energía solar a gran escala sumaría 5.275,90 MW de potencia (24,78% del total a incrementar a 2024), la eólica 2.848,73 MW (13,38%) y las bioenergías 10,64 MW (0,05%); mientras que la generación distribuida fotovoltaica adicionará 2.654,98 MW (12,47%).

De este modo, tanto la energía fotovoltaica de mediana y gran escala como la producida por el viento superarían los 10 GW de capacidad, ya que actualmente poseen 7,026 MW y 7,691 MW, respectivamente, según los datos del informe publicado por SENER.

Generación distribuida 2021- 2035

Respecto al desarrollo de la generación distribuida fotovoltaica para los próximos años, se realizaron dos proyecciones:

El primero de los casos contempla un progreso medio o de planeación y se observa que para 2035 la potencia instalada llegaría a 9.179 MW. Mientras que el segundo escenario es más optimista y considera un mayor dinamismo e impulso, por lo que en allí la GD podría alcanzar 13.869 MW en el Sistema Eléctrico Nacional. 

Bajo esa misma línea se tomó a la generación distribuida en la participación de la matriz energética del sector residencial y comercial. Según el Programa publicado por la SENER, la GD ocuparía entre un 13% y un 19% a partir del 2035. 

México superó los 1,5 GW de potencia instalada en generación distribuida

El Gobierno de Colombia espera que adjudicar durante el mes de octubre las ofertas que reciba para su nueva subasta a largo plazo de energías renovables.

“Los proyectos calificados para participar ascienden los 7,2 GW y podrán generar inversiones por más de 6.800 millones de dólares y hasta 32 mil empleos”, calculó Miguel Lotero, Viceministro de Energía, durante el evento digital denominado “Mesa Redonda Ministerial”, organizado por la IEA, la OLADE y el IDB.

Allí sostuvo: “Debemos darle prioridad a la promoción de mecanismos que aceleren la masificación de renovables y que promuevan la inversión privada”.

“Estos mecanismos de energías renovables han demostrado su efectividad en países como Colombia (en referencia a la primera subasta de renovables del 2019), Brasil, Argentina, México, y han facilitado el desarrollo de nuevas tecnologías que pueden ser fundamentales para la implementación de nuestros planes de recuperación sostenible”, resaltó el Viceministro.

En esa línea, recordó que en las subastas del 2019 Colombia adjudicó proyectos eólicos y solares por más de 1.350 MW, los cuales “representan inversiones por más de 2.250 millones de dólares y la creación de más de 6 mil puestos de trabajo”, aseguró.

Lotero, además, enfatizó acerca de las políticas que está llevando a cabo el Gobierno de Colombia respecto a las renovables renovables. “Se creó un marco regulatorio y fiscal bastante atractivo para la inversión privada, dentro del cual se destacan incentivos tributarios para proyectos de generación y eficiencia energética”, indicó.

Explicó que, entre los incentivos hacia las tecnologías limpias, se encuentra la obligatoriedad para que los comercializadores compren entre el 8 y el 10 por ciento de renovables dentro de su volumen total de energía; una deducción especial del 50 por ciento sobre la renta en un período de hasta 15 años; la exención automática del IVA para equipos.

La Mesa Redonda de Energía de América Latina y el Caribe se llevó a cabo con éxito esta semana. 

En este evento organizado por Agencia Internacional de Energía (IEA),  la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), expertos disertaron sobre los retos y oportunidades para alcanzar las cero emisiones netas en la región.

Se puso especial énfasis en las energías renovables y el hidrógeno verde para cumplir con los compromisos internacionales en torno al Acuerdo de París y se llamó a los gobiernos profundizar estos temas en su Agenda 2030. 

Según las reflexiones de ponentes destacados, algunos países de América Latina partirían de una posición desventajosa en la carrera hacia las emisiones cero, mientras que otros quizás de una más «privilegiada», no sólo por los abundantes recursos renovables de alta calidad disponibles en su territorio sino por el trabajo público y privado de años que los habría llevado a tener los porcentajes más altos de energías renovables en la generación de electricidad.

Tal puede ser el caso Uruguay y Costa Rica, que han demostrado que una matriz energética con base en energías renovables se puede lograr en Latinoamérica por varios meses al 100% de cobertura. 

Al respecto, Alfonso Blanco, secretario ejecutivo de la OLADE, consideró que “el avance de la transición energética no tiene el mismo ritmo en los distintos países” y de allí propuso alinear los esfuerzos para que la región pueda contribuir a bajar la temperatura media global al 1.5°C. 

«Las brechas entre países son amplias, sino quebramos la tendencia natural para acelerar la transición de la energía sostenible en la región no vamos a cumplir los compromisos climáticos asumidos”, reflexionó. 

Y, para lograrlo, valoró como necesario acentuar y redoblar los esfuerzos desde distintos flancos: 

«Surge la necesidad de ampliar la inversión en el sector, modernizar los marcos regulatorios que fueron concebidos para un mundo diferente, lograr aprovechar las oportunidades a partir de una recuperación sostenible creando empleos y recuperando las economìas domésticas pospandemia”, indicó. 

De ir en este camino sincronizando los esfuerzos de los distintos gobiernos, el referente de OLADE consideró que la región podría ampliar su parque de generación con energías renovables y que su porcentaje de participación sea significativo a finales de la década.

“Latinoamérica y el caribe posee el 25% de energías renovables en su matriz primaria de energía, un 59% de la generación de electricidad proviene de energías renovables y tenemos la ambición de llevar este indicador al 70% antes del 2030”, aseguró. 

En adhesión a aquello, Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA), llamó al sector público y privado a prepararse para recibir a otras tecnologías que se están desarrollando, como el hidrógeno verde.

Por su parte, Ariel Yépez, Jefe de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) advirtió que hará falta un liderazgo político determinado y una colaboración pública privada que lo impulse. De lograrlo, indicó que en ese eventual escenario será más barato generar con renovables que con combustibles fósiles y se integrarían más renovables variables no solo en las redes locales sino también en las interconexiones internacionales. 

Acceda a los testimonios completos en el siguiente enlace al video en español.

Daniel Schteingart, director del Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI) del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, aseguró que se está trabajando en el diseño de un nuevo marco normativo para el sector en relación al hidrógeno. 

“Es necesario porque el hidrógeno está en la agenda de muchos países y porque tenemos un marco regulatorio que data del 2006, que nunca fue reglamentado y se encuentra próximo a expirar”, opinó. 

La regulación a la que hizo referencia es la Ley Nacional N° 26.123, la cual establece el régimen para el desarrollo de la tecnología, producción, uso y aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía, promulgada de hecho precisamente el 24 de agosto de 2006. 

Y una de las preocupaciones que se observan en el sector es la renovación de la ley, dado que en su Artículo 21 se menciona que dicho régimen dispuesto tendrá una vigencia de quince (15) años a contar desde el ejercicio siguiente al de la promulgación de la misma.

Menna: “Es necesario prorrogar la ley de hidrógeno que vence este año e introducir al hidrógeno verde”

“Queremos que el marco regulatorio permita cubrir las necesidades del mercado interno, dada la necesidad de reducir nuestro nivel de emisiones y protegernos de futuras medidas que podrían afectar nuestras exportaciones”, señaló Schteingart.

Esto se da bajo la misma línea del análisis que tiempo atrás hizo el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación. Incluso fue el propio Daniel Schteingart quien a mediados de mayo, durante el “Foro hacia una estrategia nacional Hidrógeno 2030” marcó que de cara a 2050 hay un potencial de exportación estimado en quince mil millones de dólares.

Schteingart: “De cara al 2050 Argentina podría exportar USD 15 mil millones ligados al hidrógeno”

“Nuestro salario real depende mucho de cuánto podamos exportar. Y en ese sentido, el hidrógeno tendrá un rol protagónico”, apuntó acerca del rol exportador que podría tener el país y el compromiso con el desarrollo de proveedores que tienen desde el Ministerio. 

Por otra parte, aunque no detalló números ni particularidades, el director del Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI) afirmó que “se está impulsando en poder trabajar una estrategia basada en incentivos para promover la demanda de hidrógeno y la atracción de inversiones”. 

“Y, además, la promoción de estabilidad de beneficios y un régimen específico que tenga una visión con objetivos tanto a corto como a mediano y largo plazo”, aclaró.

Por último, en lo que refiere al flujo de inversiones, el especialista sostuvo que “se necesita un estimativo de cien mil millones de dólares”. 

Las mini redes provistas por fuentes renovables garantizan la provisión ininterrumpida de energía eléctrica para los habitantes de zonas rurales, alejadas de las redes de distribución, lo cual contribuye a la mejora de la calidad de vida de sus habitantes y al desarrollo productivo en la comunidad, favoreciendo el arraigo local y contribuyendo a mitigar la migración rural.

“El PERMER es una política pública muy importante porque beneficia a comunidades rurales, en zonas aisladas de la red de suministro eléctrico, mejorando la calidad de vida de sus habitantes. Queremos potenciar una Argentina más federal, donde cada uno y cada una pueda desarrollarse donde elija. Es la visión y el mandato del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner”, expresó el secretario de Energía, Darío Martínez.

“El Proyecto nos permite disponer soluciones que tienen gran impacto en la vida cotidiana y el desarrollo socioeconómico de miles de argentinos y argentinas que hoy están en situación de pobreza energética”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

El proyecto en Laguna Blanca involucra la ampliación de la planta de generación fotovoltaica/ eólica/ térmica híbrida existente, que permitirá garantizar el suministro eléctrico de 40 hogares rurales y seis edificios públicos.

En Aguada Guzmán, también se ampliará la mini red híbrida existente, para beneficiar en este caso a 54 hogares y cinco edificios públicos. En Colán Conhué, por su parte, se prevé la construcción de una central fotovoltaica que suministrará electricidad a 56 hogares.

En Catamarca, se repotenciará una central de generación solar fotovoltaica y térmica de la localidad de El Peñón, departamento de Antofagasta de la Sierra. La obra beneficiará a 40 familias.

Este proyecto de energización rural de alcance nacional, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, provee un insumo clave para lograr el acceso universal al derecho a la energía, por medio de la electrificación de hogares, escuelas, centros de atención primaria de salud, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos en zonas que no cuentan con acceso a la red de distribución eléctrica.

Al basarse en fuentes renovables, también contribuye a diversificar la matriz energética nacional.

Las empresas que resulten adjudicadas deberán construir las plantas generadoras y las respectivas conexiones a las redes existentes en todas las poblaciones afectadas, cumpliendo en todo momento con las disposiciones ambientales y sociales establecidas en el pliego.

Las empresas interesadas en la licitación LPN 5/2021, pueden obtener información adicional acerca en la web https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/permer. La fecha límite para presentar ofertas es el próximo viernes 30 de julio.

El martes 29 de junio pasado, el ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet, junto al ministro de Economía y Energía de Alemania, Peter Altmaier, firmaron una declaración conjunta para fortalecer la cooperación en materia de hidrógeno verde y anunciaron la creación de un grupo de trabajo en el marco de la Asociación Chileno-Alemana de Energía para identificar proyectos viables de hidrógeno verde.

Para conocer con mayores detalles los alcances de este acuerdo, Energía Estratégica entrevistó a Daina Neddemeyer, Jefa de proyecto Energypartnership Chile-Alemania de la GIZ en Chile.

¿Cuáles cree que son los aspectos más significativos de este acuerdo alcanzado entre Chile y Alemania?

Este acuerdo firmado recientemente para impulsar el hidrógeno verde está en el marco de la existente Energypartnership Chile-Alemania, la cual se estableció en 2019. La GIZ en Chile, es la organización ejecutora de esta alianza entre el Ministerio Federal de Asuntos Económicos y Energía (BMWi) de Alemania y el Ministerio de Energía de Chile.

Este acuerdo va a fortalecer aún más la cooperación técnica existente, enfocándose en la promoción del hidrógeno verde mediante la creación de una Task Force para este fin.

Alemania, como Chile, se pusieron ambiciosas metas en avanzar hacia la carbono neutralidad al 2050, y el hidrogeno verde, sustentablemente producido, es un vector importante en esta transición energética.

En este camino se compartirán conocimientos y experiencias técnicas, para alinear normas y procedimientos de seguridad que apoyen el intercambio comercial.

En Europa se está avanzando en el desarrollo de sistemas de certificación de emisiones bajas de carbono para el hidrogeno verde y sus derivados.

Trabajar en conjunto en esta dirección puede dar a Chile una posición favorable. Esperamos poder promover el desarrollo de proyectos pilotos, y no solamente para proyectos grandes.

¿Cree que este acuerdo será un primer paso para la consolidación de la comercialización futura de hidrógeno verde producido en Chile para Alemania?

La Energypartnership promueve el diálogo político entre ambos países con el objetivo de establecer un intercambio técnico más profundo sobre una transición energética sostenible. A su vez, promueve la transferencia de conocimientos entre los dos países.

En este sentido, el acuerdo entrega una herramienta para facilitar esta cooperación a un nivel político-técnico para promover la consolidación comercial; no obstante, es la industria la cual realizará los proyectos el cual esperamos incentivar a través de esta Task Force.

¿Cree que estamos asistiendo a una carrera entre los países desarrollados por tejer alianzas con Chile para instalar su tecnología y asegurarse hidrógeno verde barato para a partir del 2030?

En efectivo es una carrera por la industria de hidrogeno y sus derivados a nivel mundial. Muchos países están posicionándose como productor de la materia prima o como proveedor de la tecnología.

La demanda mundial crecerá en la medida que la descarbonización de la industria avanza. No obstante no todos los países pueden producir suficiente hidrogeno verde para poder satisfacer su propio demanda, como es el caso de Alemania.

El ministro (Peter) Altmaier del BMWi de Alemania anunció que la “cooperación con Chile es importante puesto que los grandes actores del rubro energético de Alemania buscan nuevas rutas comerciales para las importaciones de hidrógeno verde, como una alternativa más limpia a los combustibles fósiles”.

En la Estratégica Nacional de Hidrogeno de Alemania se establece, que las importaciones sean exclusivamente hidrogeno producido sustentablemente con energías limpias “verdes” y respetando primero la demanda interna de cada país. Chile a su vez tiene su enorme potencial de energías renovables, 70 veces más que su actual demanda, lo que le permite participar en esta intensa carrera mundial entre los favoritos.

¿Cree que Chile alcanzará la meta del precio de 1,5 dólares por kilo de hidrógeno verde al 2030?

El avance en el desarrollo del hidrógeno visto estos últimos años es enorme a nivel mundial y el trabajo que realizamos como GIZ junto al Ministerio de Energía para impulsar el desarrollo de esta industria acá en Chile tiene como objetivo revelar la oportunidad que tienen Chile para producir H2 a precios muy favorables.

Esto se lograría gracias a la construcción de grandes plantas renovables las cuales permitirían tener al mismo tiempo precios de electricidad reducidos (cercanos a 20USD/MWh) junto a un alto factor de planta, lo que habilitaría alcanzar esos valores de hidrógeno, tal como lo proyecta la IEA.

Además, es importante mantener en vista toda la cadena de producción, para que este sea sustentable y entregar al mercado un producto de calidad cumpliendo con las normas internacionales.

 Como uno de los principales fabricantes de la industria fotovoltaica del mundo, Growatt llegó a suplir con 2,6 millones de inversores a más de 100 países durante el año 2020. Y según reveló su referente de marketing regional, acaban de lograr un nuevo hito en lo que refiere a ventas de soluciones con almacenamiento en el sector residencial.  

“Llevamos más de 200.000 sistemas de almacenamiento residencial híbridos instalados en todo el mundo. Es una buena cuota de mercado”, aseguró Eduardo Solis Figueroa, gerente de marketing para Latinoamérica en Growatt,.

Esta marca ofrece dos grandes clases de inversores entre sus soluciones de almacenamiento para Latinoamérica y el Caribe. 

Uno se trata de un inversor híbrido que permite interconectar el sistema a la red y tener un respaldo de cargas críticas. Otro es un inversor cargador que puede o no estar interconectado en la red. 

Según precisó el gerente de marketing para Latinoamérica en Growatt, ambos inversores pueden estar desconectados completamente a la red, pero en el caso del inversor cargador se tiene también la opción de conectar a un generador externo para alimentar las cargas. 

Una novedad para este mercado es que, dentro de la cartera de soluciones de Growatt, los inversores híbridos SPF 3000/5000 ES tienen la opción de no conectar las baterías desde el inicio del sistema; es decir que, si un cliente no puede incluir baterías en su inversión inicial, puede conectar este modelo libremente en el sistema y luego incorporar el almacenamiento. 

Estas alternativas ya se encuentran disponibles en Latinoamérica. Conozca más sobre las características de los productos en el próximo evento de Latam Future Energy, donde Eduardo Solis Figueroa, gerente de marketing para Latinoamérica en Growatt, tendrá una ponencia destacada. 

REGISTRO SIN COSTO

En líneas generales, este evento se enfocará en actualizar todo el escenario regional en torno a los sectores con mayor proyección de crecimiento para esta década: el fotovoltaico, el almacenamiento y el hidrógeno verde. 

No se pierda las dos jornadas de paneles de debate y ponencias destacadas. Cada día contará con temáticas específicas por abordar: 

– 7 de julio: Encuentro sobre energía solar y almacenamiento.

– 8 de julio: Encuentro sobre Hidrógeno y renovables.

El informe de ingeniería independiente proporcionará a los inversores una revisión exhaustiva del diseño técnico y las capacidades de los proyectos solares, permitiéndoles identificar y mitigar los posibles riesgos que podrían restringir la capacidad de los proyectos para cumplir con las obligaciones contractuales.

Naturgy anuncio a finales de mayo la puesta en marcha dos nuevos proyectos renovables en Chile que suman 316 MW (el parque eólico Cabo Leones II y la planta solar de San Pedro, ambos en el desierto de Atacama).

Asimismo, la compañía acaba de cerrar la financiación de estas instalaciones con un grupo de bancos internacionales por un importe de 280 millones de dólares, a través de un project finance, es decir, sin recurso para el accionista.

El grupo, a través de su filial de generación internacional (GPG), se adjudicó Cabo Leones II, de 206 MW, y San Pedro, de 110 MW, en la licitación pública internacional realizada en 2016 para la adjudicación de un suministro anual para los clientes regulados de Chile de 858 GWh mediante un Acuerdo Para la Compra de Energía (PPA) a 20 años

Naturgy, a través de su filial de generación internacional (GPG), se adjudicó Cabo Leones II, de 206 MW, y San Pedro, de 110 MW, en la licitación pública internacional realizada en 2016 para la adjudicación de un suministro anual para los clientes regulados de Chile de 858 GWh mediante un Acuerdo Para la Compra de Energía (PPA, por sus siglas en inglés) a 20 años.

El pasado 13 de junio, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40179 (ver en línea), que pone formalmente en marcha la tercera subasta de energías renovables a largo plazo de Colombia.

Allí se determinó (ver nota informativa) que las adjudicaciones de esta convocatoria se llevarán a cabo a más tardar el 31 de octubre próximo. Los contratos (en pesos colombianos) que se firmarán con los adjudicatarios serán por un plazo de 15 años.

En una entrevista a fondo para Energía Estratégica, Miguel Lotero, Viceministro de Energía de Colombia, cuenta cuáles son las expectativas del Gobierno y responde a los principales interrogantes que se hace el mercado.

¿Qué expectativas tienen en cuanto a presentación de ofertas?

Tenemos buenas expectativas. Existe una capacidad potencial de renovables de cerca de 4.272 MW con fecha de entrada de operación cercana a los plazos que exige la subasta para la entrada en vigencia de las obligaciones: 1 de enero del 2023.

Además, de estos 4,2 GW, cerca de 3,2 GW son proyectos que no requieren de expansión de transmisión, lo cual les proporciona un ventaja adicional frente a los demás proyectos, ya que estarían más cerca del ready to build (listos para construir) después de la adjudicación de la subasta.

Hay algunos actores que plantean que los tiempos son acotados. Señalan que desde la adjudicación de la subasta hasta el inicio de entrega de energía, habrá poco más de 12 meses, y que cumplir con los trámites de licenciamientos ambientales, búsqueda de financiamiento, para luego iniciar construcción es complejo. ¿Qué opina al respecto?

El propósito de la subasta es incentivar la reactivación económica del país: ese es nuestro objetivo principal en el marco de la reactivación que nos proponemos tras la llegada de la crisis por la pandemia.

Por ese motivo nosotros apostamos a impulsar, en el menor tiempo posible, esas nuevas inversiones a través del sector energético, que creemos que es una pieza fundamental en esta estrategia de reactivación económica que tiene el país.

Eso además se combina con nuestra apuesta de transición energética de Colombia: diversificando la matriz, haciéndola más resiliente a la variabilidad climática y aportando a esa reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

Sabemos el gran reto que tienen los inversionistas de estos proyectos para llegar a la fecha de inicio de suministro al 1 de enero del 2023; pero, como ya mencioné, existe un gran potencial de renovables no convencionales que cuentan con conexión aprobada y unos 3,2 GW que no tienen necesidad de hacer expansiones (de red).

Además, cabe señalar que los contratos son de tipo financieros, y dentro de las reglas que nosotros incluimos en el contrato incorporamos la posibilidad de que los adjudicatarios se tomen una prórroga de dos años desde el inicio de suministro cumpliendo financieramente con la obligación sin que la planta ingresen en operación, para así sortear las dificultades que puedan surgir como contingencias logísticas, retrasos en líneas de transmisión o por cualquier situación adversa que pueda surgir.

En ese sentido, algunos analistas coinciden en que va a ser difícil que aparezcan nuevos actores en esta subasta porque, al tener que buscar coberturas financieras por posibles retrasos, eso encarecería su oferta frente a otros actores que ya estén operando en Colombia y que puedan afrontar esas coberturas con proyectos propios de generen energía barata, como centrales hidroeléctricas o termoeléctricas. ¿Qué opina usted?

Tenemos expectativas de que aparezcan actores nuevos en esta subasta. Porque no hemos cambiado las reglas de la convocatoria anterior en cuanto a la necesidad de un contrato de respaldo, la cual es necesaria siempre y cuando el proyecto no ingrese en operación en la fecha prevista; es decir, el contrato de respaldo no es una obligación sino una posibilidad.

Y si en la convocatoria pasada aparecieron nuevos jugadores, como Trina Solar, pensamos que en esta nueva subasta también podrían aparecer.

Además, creemos que mucho de los sponsors que venían trabajando desde la subasta anterior con sus proyectos podrán presentarse ahora con sus emprendimientos que han alcanzado un estado de mayor maduración.

Pero, además de los nuevos jugadores, por supuesto que los incumbentes también se han ido preparando, desarrollando sus proyectos y seguramente no quieran perder mercado. Eso es algo propio de un mercado como el eléctrico, que está en competencia.

En cuanto a precios, la subasta anterior demostró ser muy competitiva, con valores promedios de adjudicación de 27 dólares por MWh. ¿Consideran que esta vez podría haber adjudicaciones aún más competitivas?

Hemos diseñado reglas para esta subasta esperando precios competitivos, similares a los que vimos en 2019.

Esos precios fueron de talla mundial, casi 30 por ciento inferiores a los que normalmente observan los colombianos en el mercado eléctrico de contratos.

En este caso, a esta subasta la hacemos apostándole a un objetivo de reactivación económica, a un tema de creación de empleos, de la llegada de inversionistas nacionales y extranjeros.

Nosotros creemos que puede haber coyunturas a nivel mundial que afecten a las ofertas, como el aumento de precios de los paneles solares, o restricciones logísticas por el tema de la pandemia, y eso puede afectar un poco el precio de la subasta.

No obstante, esperamos una buena participación y una buena competencia, similar a la que tuvimos en 2019.

Por otra parte, ¿cree que esta vez habrá mayor cantidad de ofertas en el bloque 3 (de 17:00 horas a 00:00 horas) de lo que fue la subasta pasada?

La subasta pasada la participación en ese bloque fue realmente bajo. Por esta razón, nosotros en esta nueva subasta vamos a permitir la participación de proyectos que ya tengan obligaciones en las subastas de largo plazo del 2019 y la de Cargo por Confiabilidad sólo si se presentan para el bloque 3.

En un principio consultamos con el mercado la posibilidad de que los proyectos que participen en el bloque 2 tengan que también hacer ofertas en el 3. Pero la decisión fue no tratar de imponer esa condición porque eso podía terminar por encarecer el producto que estábamos subastando.

Es importante señalar que en esta subasta los proyectos que tenían obligaciones en las subastas de largo plazo y la de Cargo por Confiabilidad no podían participar.

Entonces, al dejarlos competir sólo en el bloque 3, le estamos dando la posibilidad de hacerlo y llenen las necesidades de energía que tenemos en esos bloques y eso va a beneficiar a la demanda, porque van a poder tener una curva mucho más plana y asegurar la oferta necesaria para esas horas del día.

Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), hay 115 Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD) en vías de construcción, por 599,8 MW, que deberían entrara en funcionamiento durante lo que resta del año y el 2022 (ver al pie de la nota). Pero el grueso de ellos (109, por 557,8 MW) ingresarían este semestre.

En contacto con Energía Estratégica, Manoel Beyris, Director de PMGD de ACESOL y Gerente Desarrollo de Negocios CVE, observa que se ha conformado un “boom” de emprendimientos que “buscan (comercializar su energía con) el régimen transitorio” que establece el Decreto Supremo 88 (DS 88) y que, ante semejante volumen de proyectos, “las autoridades están totalmente sobrepasadas”.

De hecho, por esta misma causa, el especialista observa que “es muy probable que una porción de los proyectos vaya retrasando su fecha de inicio de operación, si es que las distribuidoras demoran y toman retraso con las obras de refuerzos”.

En esa línea, Beyris advierte: “Temo que el año próximo muchos busquen poder cumplir con los transitorios, declarándose en construcción, pero que no puedan conseguirlo por falta de revisores de distintas autoridades”.

Cabe recordar que el DS 88 se publicó en 8 de octubre del 2020 con el objeto de mejorar aspectos de la regulación de los PMG/PMGD. Sin embargo, el decreto también contempla un cambio en la modalidad de pago de la energía. En lugar de un único precio estabilizado, fija un esquema de bandas horarias que resulta menos conveniente para estos proyectos de hasta 9 MW, principalmente para los solares fotovoltaicos.

Sin embargo, el DS 88 también incluye un régimen transitorio que permite a los emprendimientos poder acogerse al antiguo precio un periodo máximo de 165 meses (casi 14 años).

¿Cuáles son los requisitos? Primero que los proyectos se encuentren en operación. De lo contrario, a los proyectos se les exigía, o que hayan obtenido su ICC (permiso eléctrico) o que obtengan el estudio de impacto ambiental (EIA), declaración de impacto ambiental (DIA) o carta de pertinencia, que haya sido ingresada al Servicio Evaluación Ambiental. Pero esto corría para antes de mayo pasado.

Ahora, la única alternativa de los PMG y PMGD para ingresar al régimen transitorio es obtener la declaración de emprendimiento en construcción a más tardar al mes 18 contado desde la publicación del DS 88.

“Cuando ya termine el transitorio debería haber una gran reducción” en el entusiasmo por los PMG/D, observa el, Beyris.

El Director de ACESOL opina: “Después creo que seguirá una actividad reducida en ciertas zonas donde el precio por bloque sea interesante, pero solo algunas empresas lo podrán hacer porque será mucho más difícil financiar proyectos” en esas condiciones.

La lista de proyectos PMG/D en construcción

proyecto
propietario
fecha_puesta_en_servicio
tipo_tecnologia
potencia_neta_mw
region
barra_conexion
sistema
tipo_tecnologia_final
fecha_res
anio_puesta_en_servicio

PMGD Don Pedro
EBCO Energía S.A.
01/04/21
pmgddiésel
2,90
Región del Biobío
Alimentador Las Industrias 15 kV, S/E Loma Colorada
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Aggreko 01
Aggreko Chile Ltda.
01/04/21
pmgddiésel
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Libertadores 23 kV, S/E Chacabuco
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Camping Diésel
Tacora Energy SpA
01/05/21
pmgddiésel
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Santa Blanca 12 kV, S/E Isla de Maipo
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Dagoberto
EBCO Energía S.A.
01/05/21
pmgddiésel
2,90
Región de La Araucanía
Alimentador Las Quilas 15 kV, S/E Padre Las Casas
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

Central de Respaldo Egido
Tacora Energy SpA
01/05/21
pmgddiésel
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Placilla 12 kV, S/E Placeres
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Holley
Energía Morro Guayacán SpA
01/05/21
pmgddiésel
0,80
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Los Leones 12 kV, S/E Vitacura
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

Generadora Lagunitas
Empresa Eléctrica Lagunitas SpA
01/06/21
pmgddiésel
2,50
Región de Los Lagos
Alimentador Tepual 23 kV, S/E Melipulli
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PRP Las Quemas
Genersur SpA
01/06/21
pmgddiésel
9,00
Región de Los Lagos
Alimentador César Ercilla 23 kV, S/E Osorno
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Bellet
Energía Morro Guayacán SpA
01/06/21
pmgddiésel
0,50
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Marchant Pereira 12 kV, S/E Vitacura
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Diésel El Cerezo
Gestión Agrícola S.A.
01/06/21
pmgddiésel
3,00
Región del Maule
Alimentador La Laguna 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Dreams Valdivia II
Empresas Lipigas S.A.
01/07/21
pmgddiésel
1,60
Región de Los Ríos
Alimentador Errázuriz 23 kV, S/E Picarte
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD El Jardín
Generadora La Calera SpA
01/11/21
pmgddiésel
3,00
Región de Los Lagos
Alimentador El Empalme Misquihue 23 kV, S/E El Empalme
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PE El Cruce
El Cruce SpA
01/06/21
pmgdeólico
2,90
Región de Los Lagos
Alimentador Los Puentes 23 kV, S/E Aihuapi
SEN
Eólica
30/04/21
2021

PE OCHS
OCHS SpA
01/07/21
pmgdeólico
2,90
Región de Los Lagos
Alimentador Puerto Octay 23 kV, S/E Pichil
SEN
Eólica
30/04/21
2021

PFV El Piuquén
PFV El Piuquén SpA
01/01/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Las Brisas 13,2 kV, S/E Tres Esquinas Bulnes
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV El Ñandú
PFV El Ñandú SpA
01/01/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Atacama
Alimentador UDA 23 kV, S/E Hernán Fuentes
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV Las Tencas
PFV Las Tencas SpA
01/02/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador La Fuentecilla 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV El Trile
PFV El Trile SpA
01/02/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Peñuela 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Parque Fotovoltaico Los Corrales del Verano
Licancabur de Verano SpA
01/03/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV Tamarugo
Baobab Ingeniería y Energías Renovables SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Tarapacá
Alimentador Pampino 23 kV, S/E Pozo Almonte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Nahuén
GR Pilo SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Pabellón 13,2 kV, S/E Chocalán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Saturno Norte (Ex Panimávida 2)
Los Libertadores Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
4,50
Región del Maule
Alimentador Colbún 13,2 kV, S/E Panimávida
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Watt’s Lonquén
Solarity SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
0,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Puerta Sur 23 kV, S/E Las Acacias
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Teno Uno
GR Pitao SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador El Quelmén 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Llay Llay
Xué Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Valparaíso
Alimentador Santa Teresa 12 kV, S/E Las Vegas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Curacaví
Parque Fotovoltaico Curacaví SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,70
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Curacaví 12 kV, S/E Curacaví
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV Chillán Confluencia
Farmdo Energy Chile SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región de Ñuble
Alimentador Confluencia 23 kV, S/E Santa Elisa
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV El Flamenco
PFV El Flamenco SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Llano Blanco 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Santa Ester
Impulso Solar San Jose SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Biobío
Alimentador Ninquihue 13,2 kV, S/E Cocharcas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Rinconada Norte
FV Rinconada SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Putaendo 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Parque Solar Porvenir
Parque Solar Porvenir SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Maule
Alimentador Plaza 15 kV, S/E Piduco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Dadinco
Fotovoltaica Lenga SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Río Ñuble 15 kV, S/E Cocharcas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Los Lagos X
Los Lagos SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,20
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador El Carmen 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Adele 1
RCL Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador El Carmen 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Curicura
Parque Solar Aurora SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Romeral 13,2 kV, S/E Rauquén
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD La Muralla
Parque Solar La Muralla SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Pencahue 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

La Foresta
Sociedad Energías Renovables Los Lirios SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región del Maule
Alimentador Docamávida 13,2 kV, S/E Hualañé
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Peñaflor Solar I
Peteroa Energy SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Peñaflor 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Avilés
Avilés SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
8,30
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador El Prado 13,2 kV, S/E La Manga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Puelche
Puelche Flux Sphera SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,60
Región del Biobío
Alimentador Licura 23 kV, S/E Duqueco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Salerno
PMGD Salerno SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región Metropolitana de Santiago
AlimentadorEntel-Ariztía 13,2 kV, S/E Las Arañas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Parque Alhué
Membrillo Solar SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador El Membrillo 23 kV, S/E Santa Rosa
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV La Palma
Santa Elvira Energy SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador Almagro 15 kV, S/E Santa Elvira
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Mutupin
Montejo Energía SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador Alico 13,2 kV. S/E San Carlos
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Techos Solares Watts
Solarity SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
0,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador La Divisa 12 kV, S/E Panamericana
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Planta FV Caracas I
Generadora Sol Soliv SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Quilimarí 23 kV, S/E Quereo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Cortijo
Apolo Solar SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero Salto del Laja 23 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Linares Solar
Linares Generación SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador San Gabriel 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Santa Margarita
Fotovoltaica Peumo SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Peralillo 13,2 kV, S/E Marchigüe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Litre
Litre SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Córpora 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Lingue
Lingue SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Córpora 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Coihueco San Carlos
Orion Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador San Carlos 13,2 kV, S/E Chillán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Coihueco Vicente Méndez
Pegasus Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Vicente Méndez 15 kV, S/E Chillán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD San Javier I
San Javier I SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Maule
Alimentador Las Rosas 15 kV, S/E La Palma
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV El Zorzal
PFV El Zorzal SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Los Robles 13,8 kV, S/E San Rafael CGE
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Vicente Solar
Solar TI DOS SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador San Vicente 13,2 kV, S/E Pirque
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Esfena
CVE Proyecto Nueve SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región de Valparaíso
Alimentador Alicahue 23 kV, S/E Cabildo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Guadalupe
Guadalupe Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
5,60
Región de Valparaíso
Alimentador San Vicente 23 kV, S/E San Rafael Chilquinta
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Aeropuerto
Parque Solar Retiro SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
5,50
Región del Maule
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Alcaldesa
Parque Solar Alcaldesa SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región de Ñuble
Alimentador Vegas Verdes 13,2 kV, S/E Quirihue
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Villa Alemana
Anumar Energía del Sol 1 SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
2,70
Región de Valparaíso
Alimentador Pangal 12 kV, S/E Peñablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Astillas
GR Carza SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Atacama
Alimentador Astillas 13,2 kV, S/E Vallenar
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Los Molinos
Los Molinos SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador San José 13,2 kV, S/E Bollenar
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Nazarino del Verano Solar
Socompa de Verano SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Nazarino 13,2 kV, S/E El Paico
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Gabardo del Verano Solar
Salado Energy SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Paine 15 kV, S/E Fátima
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Parque Fotovoltaico Cóndor Pelvin
Parque Fotovoltaico Peñaflor SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Moya
Suvan Solar SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero 13,2 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV El Monte
Callaqui de Verano SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Santa Cecilia 13,2 kV, S/E El Monte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

ICB
ICB Inmobiliaria S.A.
01/08/21
pmgdfotovoltaico
0,30
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Maulen 12 kV, S/E Chacabuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Escorial del Verano Solar
Corcovado de Verano SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Palomar 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Ampliación PMGD Piquero
Piquero SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
6,30
Región de Valparaíso
Alimentador Casablanca 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV El Castaño
El Castaño SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
8,30
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador La Rosa 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Erinome
Luciano Solar SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
2,85
Región del Maule
Alimentador Arenal 15 kV, S/E Piduco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Linares VDN
Chilener II SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Nuevo Barrio Industrial 13,2 kV, S/E Linares Norte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Panguilemo
Panguilemo SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Fuster del Verano
Lascar Energy SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Portezuelo 23 kV, S/E Batuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Quetena
Parque Solar Quetena S.A.
01/09/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
Alimentador Grecia 23 kV, S/E Calama
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Rexner
Energía First SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Centenario 12 kV, S/E San Rafael Chilquinta
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Las Catitas
PFV Las Catitas SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Presidente Ibañez 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Los Tordos
PFV Los Tordos SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
5,00
Región del Maule
Alimentador San Clemente 15 kV, S/E San Miguel
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Pequén
Pequén SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador Comalle 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD RCU
RTN Solar SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región del Maule
Alimentador Agrozzi 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV San Antonio (Ex La Ballica Norte III)
Cuenca Solar SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Yerbas Buenas 15 kV, S/E Cachahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Meli
Meli SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Santa Julia 15 kV, S/E Graneros
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Anakena
Anakena SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Sotaqui 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Granate
Granate SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Quebrada Seca 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Sunhunter
Sunhunter SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Delta 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Centauro Solar
Centauro Solar SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador O’Higgins 15 kV, S/E Santa Elvira
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Cabrero Solar
Cabrero Solar SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero Yumbel 23 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Jacarandá
Jacaranda SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Coquimbo
Alimentador Industrial 13,2 kV, S/E Combarbalá
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Cancura II Solar
Libertador Solar 7 SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región de La Araucanía
Alimentador Imperial Ciudad 23 kV, S/E Imperial
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Chicauma del Verano
Puntiagudo Energy SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Batuco 23 kV, S/E Batuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Nihue
Nihue Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Corneche 13,2 kV, S/E La Manga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Bulnes Los Barones
Mercurio Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región de Ñuble
Alimentador Bulnes 13,2 kV, S/E Los Tilos
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Linares San Antonio
Venus Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador San Antonio 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD SLK CB Nueve
SLK CB Nueve SpA
01/01/22
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Putaendo 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PMGD FV Mandinga
Mandinga Solar SpA
01/02/22
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Tantehue 13,2 kV, S/E Mandinga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PMGD FV Pastrán
Pastran SpA
01/02/22
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Hospital 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PFV El Cuervo
PFV El Cuervo SpA
01/02/22
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Paraguay 13,2 kV, S/E Licantén
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PFV Las Cachañas
PFV LasCachañasSpA
01/06/22
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Maggi 15 kV, S/E Colchagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PFV Las Golondrinas
PFV Las Golondrinas SpA
01/06/22
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Colbún 13,8 kV, S/E Colbún
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

Planta Fotovoltaica Caracas II
Generadora Sol Soliv SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
S/E Prime Los Cóndores 23 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Parque Fotovoltaico Machicura
Colbún S.A.
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Conexión en Tap-Off a la línea 2×13,8 kV Colbún – Machicura
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

FV Sol del Norte
Fotovoltaica Sol Del Norte SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
8,60
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

FV de Los Andes
Fotovoltaica De Los Andes SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

FV del Desierto
Fotovoltaica Del Desierto SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Rucasol
Rucasol SpA
01/07/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Tap Off en Línea 1×110 kV Loma Los Colorados – Punta Peuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMG FV Castilla
Solek Desarrollos SpA
01/07/21
pmgfotovoltaico
2,75
Región de Atacama
S/E Castilla 23 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMG Teno Solar
Enlasa Generación Chile S.A.
01/08/21
pmgfotovoltaico
7,40
Región del Maule
S/E Aguas Negras 14,4 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

MCH Aillín
Hidroeléctrica Las Juntas S.A.
01/04/21
pmghidro-pasada
7,00
Región del Biobío
S/E Peuchén 220 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Ampliación CH Dos Valles
Hidroeléctrica Dos Valles SpA
01/04/21
pmghidro-pasada
1,60
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Dos Valles 23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

CH Alto Bonito
Hidrobonito S.A.
01/05/21
pmghidro-pasada
2,50
Región de Los Lagos
Tap Off en Línea 1×23 kV Río Bonito – Bonito
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Central Hidroeléctrica Corrales
Hidroeléctrica Los Corrales SpA
01/06/21
pmghidro-pasada
3,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Central San Andrés (HSA) 154 (220) kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Mini Central Hidroeléctrica La Confianza
Hidroconfianza SpA
01/06/21
pmghidro-pasada
2,60
Región del Biobío
Línea Peuchén – Mampil 1×23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Central Hidroeléctrica Punta del Viento
Sociedad Hidroeléctrica Punta del Viento SpA
01/10/21
pmghidro-pasada
2,90
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Central Hidroeléctrica Corrales 23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Este 2021, se llevaría a cabo el primer Procesos Públicos de Selección (PPS) del año para concesionar Bloques de ERNC por un total de 200 MW. Este proceso que fue anunciado por autoridades de la administración pasada en septiembre del 2020, fue ratificado por el nuevo gobierno que se encuentra recientemente en funciones. 

En detalle, en esta convocatoria se prevé convocar por 120 MW para pequeñas hidroeléctricas, 50 MW para solar y eólica, así como 20 MW para biomasa. Y aunque desde el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador indicaron que esto podría tener una actualización antes de ser lanzado, referentes del sector se pronunciaron al respecto indicando que podría licitarse aún más capacidad para fuentes de energías renovables no convencionales. 

Entre ellos, Pablo Carvajal, oficial del programa de Escenarios de transición a energías limpias en la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) valoró: «creo que hay que tener una visión más ambiciosa». 

Desde la óptica de este especialista se podría dar más lugar a las energías renovables en una visión a largo plazo que esté alineada a las metas de transición ecológica que persigue el presidente Guillermo Lasso. 

«El gobierno planea licitar 200 MW de Bloque de ERNC pero en la misma línea se tienen 400 MW de gas a través de ciclos combinados», advirtió.  

Y continuó: «creo que está bien hacer una planificación en grupos de potencia pero hay que preguntarnos ¿hacia dónde apuntamos?Necesitamos saber si queremos ser renovables en un 100% al 2030». 

Esos valores serían claves para atraer la inversión y para direccionar los esfuerzos que están realizando todos los técnicos de escenarios energéticos que desde el sector público, privado y academia, vienen proyectando un futuro energético para el país.  

Una buena noticia es que en este mercado, las inversiones de energías renovables cuentan con el respaldo de gremios empresarios como la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (​AEEREE), que viene gestionando hace tiempo el avance del sector. 

Inclusive, Eduardo Rosero Rhea, presidente de AEEREE adelantó que trabajan en un convenio con el gobierno para mejorar las condiciones marco del sector en pos de garantizar la certeza jurídica en este país para este tipo de inversiones. 

“La AEEREE se encuentra a puertas de firmar un convenio interinstitucional con el Ministerio de Energía para potenciar aún más el fomento de las energías renovables”, señaló el máximo referente de AEEREE. 

La Comisión Reguladora de Energía la semana pasada publicó el informe estadístico acerca de la evolución de generación distribuida en México durante 2020 y los números marcaban que el país superó los 1,5 GW de potencia instalada de dicha índole.

“Es mejor de lo que esperábamos. Aguardábamos números más discretos. Los números sorprenden porque 2020 fue un año con muchas conocidas problemáticas de distintos tipos, el tema de la pandemia y la crisis económica que se generó alrededor”.

Así lo aseguró Manuel Gómez Herrera Lasso, director ejecutivo en Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C., quien dialogó con Energía Estratégica y analizó el informe de la CRE y el panorama de la generación distribuida en el país. 

“Creo que son buenos números los que reporta la CRE, también me parece que son benéficos para la industria en el sentido de eliminar un poco los estigmas que se han creado, en los miedos que hay en los inversionistas, pensando que el gobierno federal está buscando borrar las energías renovables”, sostuvo.

“Esto da claridad sobre el crecimiento de la generación distribuida, aún en este complejísimo año y de las nuevas políticas del gobierno”, agregó.

Cabe mencionar que el informe señala que durante 2020 se instalaron 467,7 MW en más de 70.000 contratos de interconexión, es decir, superando a lo hecho en 2019 por más 77 MW de capacidad y 14.113 contratos. 

Otro de los números que se destacan del informe es que el 52,33% de la potencia instalada corresponde a centrales eléctricas de 0 a 10 kW, mientras que las solicitudes de 250 a 500 kW suman el 16,58% del total. 

“Si uno se pone a ver el crecimiento de los paneles instalados de 100 a 250 kW, creció un 83% de junio 2019 a junio 2020 y de las de 250 a 500 kW aumentó un 56%. Finalmente esto va incrementando la inversión en los sistemas de generación distribuida y la eficiencia lo va facilitando”, comentó Manuel Gómez Herrera Lasso.

Sin embargo, remarcó que se vive un momento de impasse. ¿Por qué? Según explicó, durante más de la última década han visto decaer los precios de la tecnología fotovoltaica, “pero en este último año se rompió ese estigma”. 

“Ahora tenemos problemas tanto de suministro como de precio. Y no es solo por las cuestiones regulatorias mexicanas, sino que eso viene de origen, desde la fabricación. Por primera vez estamos viendo crecer precios en tecnología solar fotovoltaica”, expresó. 

Límite de la generación distribuida

Desde hace tiempo en el sector energético mexicano se debate la posibilidad de aumentar el límite de la GD de 500 kW a 1 MW. 

El director ejecutivo de AMIF no fue ajeno y ve difícil que hoy en día se de ese cambio, “porque las políticas van en sentido opuesto”. 

A lo que se refirió es que, permitiendo la generación distribuida y limitando las capacidades mayores a su pensar le parecería “prácticamente un contrasentido” que se incremente la dimensión de la distribuida.

“Sería un gran avance que ocurriera, pero es algo que hoy, de acuerdo a lo que deja ver el gobierno como su proyección o intención de políticas públicas, se ve poco probable en los próximos años”, añadió. 

Al ya expuesto proyecto de ley propone beneficios para sistemas solares térmicos fabricados en Argentina, otras dos iniciativas que incluyen a las energías renovables se presentaron durante el mes de junio en el Poder Legislativo Nacional. 

Uno de ellos fue presentado por Antonio José Rodas, Senador de la Nación por el bloque Frente de Todos, y en la misma se procura la promoción en el uso, construcción e instalación de paneles solares fotovoltaicos. 

En la versión preliminar del documento que ingresó el a principios de mes se aclara que se busca impulsar la producción de energía solar para el abastecimiento de agua caliente sanitaria y calefacción. 

El beneficio propuesto es la reintegración del 10,5% del Impuesto al Valor Agregado a aquellos usuarios que adquieran paneles solares fotovoltaicos, como así también los elementos o componentes destinados a las etapas de captación, conversión, acumulación y distribución.

Además se aclara que estarán exentas del IVA las adquisiciones de sistemas que se utilizarán en zonas no interconectadas y zonas rurales del país que no posean servicio de energía o el mismo no sea estable. 

Por otra parte, el proyecto de ley impulsado por Rodas también prevé que el Poder Ejecutivo sea quien promueva el financiamiento a través de la banca local o internacional, la fabricación nacional de equipos, el fortalecimiento del mercado interno y las aplicaciones a nivel masivo para el aprovechamiento térmico de la energía solar.

En tanto, la iniciativa nacional más reciente fue firmada por Jorge Enrique Lacoste, Diputado de la Nación por UCR, quien previamente elevó la propuesta para que en la instalación de sistemas solares térmicos fabricados en el país haya devolución de impuestos, exención de los derechos de importación para sus partes y un programa de financiamiento.

Un proyecto de ley propone beneficios para sistemas solares térmicos fabricados en Argentina

En esta oportunidad, el pasado día 25 del corriente mes el legislador presentó el régimen de fomento a la generación de energía de origen renovable, que complementa la Ley Nacional N° 27.424, la devolución de impuestos y exención de los derechos de importación para equipos o sus partes utilizados por el usuario-generador. 

Y al igual que su proyecto de ley anterior, la devolución del IVA se procederá a realizar cuando el U/G sea un sujeto que por su tipo de responsabilidad no pueda utilizar el crédito fiscal del Impuesto al Valor Agregado para la compra de equipos de generación de energía de origen renovable y su instalación. 

El U/G podrá solicitar un certificado de libre disponibilidad fiscal por la diferencia, pendiente para aplicar a la cancelación de cualquier otro impuesto, directo o indirecto, de jurisdicción nacional. 

En lo que respecta a exención de abono de derechos a la importación, la particularidad estará en la misma será del 50% cuando existan similares de fabricación nacional y el precio de éstos no superen en 20% el valor CIF de las mercancías, es decir, valor en el país de origen, flete y seguro hasta el punto de destino.

Por último se menciona que este régimen planteado tendrá una vigencia de diez años desde que se lo promulgue, aunque podrá ser prorrogado por el Poder Ejecutivo Nacional por el mismo plazo. 

Energy Challenges, grupo que surgió hace ocho años en Wisconsin (USA), se afianza en Latinoamérica desde sus filiales en México y Panamá. 

“Retos Energéticos Servicios”, una de las empresas del conglomerado norteamericano en la región, ya avanza en el desarrollo de proyectos de ingeniería para el sector eólico con contratos cerrados para ejecutarse entre este año 2021 y el 2023. 

Como una empresa independiente de cualquier tecnólogo, busca dar respuesta a las necesidades de mejora en los servicios para montaje y mantenimiento de distintos componentes independientemente de su marca.

Según precisó Felix Morales Florez, Managing Director de Energy Challenges, sus actividades se fundamentan en cuatro bases muy definidas y totalmente complementarias: ingeniería, formación, servicios y distribución. 

Por medio de la complementariedad de aquellas actividades y de la experiencia adquirida en la prestación de servicios, supieron detectar necesidades tanto de formación como de alternativas en la ejecución de los servicios. Esto dio lugar a innovaciones en ingeniería para aplicar en el mercado regional. 

Entre los proyectos en los que está involucrada la empresa, Felix Morales destacó sus nuevos sistemas de detección y protección de rayos para las palas de aerogeneradores, y los de comunicación y prevención de incendios en parques eólicos, que ya estarían implementando para un cliente en México. 

En lo que respecta a la fase de construcción, se encuentran llevando a cabo diseños la maniobra y fabricación del sistema de retenidas de palas para otros proyectos por montarse en la región. 

Mientras que, para la fase de operación y mantenimiento, continúan afianzándose en inspección visual con drones de vuelo automático y han emprendido nuevas actividades con sistemas de limpieza semiautomático que terminarán por implementar a finales del 2022 en parques eólicos de Centroamérica. 

Entre sus claves para abaratar costos de nuevos proyectos eólicos en la región, el Managing Director de Energy Challenges resaltó sus sistemas de elevación de grandes componentes con diseños livianos que resultan más competitivos que el alquiler de grandes grúas principales. 

“Hemos diseñado, fabricado y suministrado el primer equipo de elevación de grandes componentes adecuado a las necesidades del mercado centroamericano y avanzamos en el diseño de un segundo modelo aún más avanzado y liviano”, adelantó el referente de la compañía. 

Y precisó: “Por medio de este sistema, se evita la utilización de grúas principales y es posible el reemplazo de palas con el uso de solamente una grúa de medio tonelaje que, en función del modelo de palas, generalmente es inferior a las 500 toneladas de capacidad”.

La unidad interministerial creada por el Poder Ejecutivo homologará y forzará el cumplimiento de medidas de emergencia en materia de energía hidroeléctrica. La Agencia Nacional de Electricidad revisó recargos para reflejar los mayores costos de generación que el país enfrentará producto de la sequía.

Brasil creó una unidad interministerial encargada de establecer medidas excepcionales para la gestión del recurso hidroeléctrico, de cara a un escenario energético que puede agravarse si la sequía extrema no cede en el país vecino. A su vez, la Agencia Nacional de Electricidad revisó recargos para reflejar los mayores costos de generación que el país enfrenta producto de la sequía.

El ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerque, respaldó el decreto presidencial de creación de la Cámara de Reglas Excepcionales para la Gestión Hidroeléctrica, pero por ahora evitan imponer medidas de racionamiento y se está instando a la población a cuidar el consumo de energía. “El uso consciente y responsable del agua y la energía reducirá considerablemente la presión sobre el sistema eléctrico, reduciendo también el costo de la energía generada”, marcó el ministro.

La sequía en Brasil es una de las peores registradas en su historia y está afectando la disponibilidad de agua en los embalses hidroeléctricos, que proveen el 60% de la generación eléctrica del país.

Medidas de emergencia

Según el texto del decreto, la Cámara de Reglas Excepcionales para la Gestión Hidroeléctrica funcionará “con el objetivo de establecer medidas de emergencia para optimizar el uso de los recursos hidroeléctricos frente a la actual situación de escasez de agua y sus consecuencias en la seguridad del abastecimiento energético”. La cámara estará compuesta por los ministerios de Minas y Energía, de Economía, de Infraestructura, de Agricultura, de Ambiente y de Desarrollo Regional.

El órgano tendrá la potestad de homologar y dar carácter obligatorio a las resoluciones decididas en el marco del Comité de Seguimiento del Sector Eléctrico. Entidades de la administración pública federal, el operador del Sistema Eléctrico Nacional, la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica, los concesionarios del sistema eléctrico y los concesionarios del sector de gas, petróleo y biocombustibles deberán cumplir con las resoluciones homologadas.

De esta forma, el poder ejecutivo tendrá un gran poder para establecer e imponer medidas energéticas temporales, con la capacidad de afectar a una multiplicidad de actores económicos. De los nueve asientos que hay en el Comité de Seguimiento del Sector Eléctrico el ejecutivo tiene cuatro de forma directa y dos más de manera indirecta a través de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica y la Agencia Nacional de Petróleo. La medida provisoria deberá ser aprobada por el Congreso e indica que la cámara funcionará hasta el 30 de diciembre de 2021.

Brasil experimenta desde el año pasado una escasez de lluvias, lo que se refleja en el bajo almacenamiento de agua en los embalses de las centrales hidroeléctricas. De septiembre a mayo, la afluencia (el caudal de agua que llega a las centrales hidroeléctricas) registró el peor índice de la historia desde 1931 para el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Con el agravante de que no hay perspectivas de volúmenes importantes de lluvia para los próximos meses debido al ingreso en la temporada de la seca.

El Sistema Meteorológico Nacional emitió en mayo de 2021 una alerta de emergencia hídrica para la región hidrográfica de la Cuenca del Paraná, que representa más del 50% de la capacidad de almacenamiento de agua para generación hidroeléctrica en el SIN y cubre los Estados de Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo y Paraná́. “Esta situación indica la necesidad de una mayor articulación entre todos los organismos y entidades responsables de las actividades dependientes de los recursos hídricos, entre los que destacan la gestión de múltiples usos del agua, la generación de energía, el medio ambiente, la agricultura y el transporte”, argumentó el ministerio de Minas y Energía.

Impactos económicos

La persistencia de la sequía profundiza los impactos económicos generados por la pandemia en las cuentas del sector eléctrico y de los hogares. La morosidad en las cuentas de energía, agua y gas es elevada, fruto de una menor actividad económica y las medidas tomadas por el gobierno para garantizar el acceso a los servicios. La Agencia Nacional de Energía Eléctrica suspendió en marzo los cortes de energía para los usuarios de menores ingresos al menos hasta septiembre próximo, una medida que dice beneficiar a doce millones de familias.

A las cuentas en rojo de las familias y del sector se suma una disminución considerable del recurso hidroeléctrico y que puede profundizarse en los próximos meses. Esto implica que se deberá quemar todavía más gas natural y fuel oil para cubrir la demanda, lo que implica mayores costos para el sistema eléctrico y la economía. Por el encarecimiento de la energía la meta de inflación del Banco Central de un 3,75% para este año podría complicarse. El Instituto Brasileño de Geografía y Estadística informó que la inflación al consumidor se ubicó por encima del 8% hasta mediados de junio y por primera vez en casi cinco años.

Frente a este escenario, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) reajustó los recargos que se cobran en el sistema de banderas, utilizado para determinar el monto cobrado a los consumidores en función de las condiciones de generación de electricidad. Dependiendo de la disponibilidad de insumos para la producción, la bandera se puede cambiar en una escala de verde, amarillo y rojo, siendo la última cuando los costos son mayores. La bandera es reflejada en las boletas de luz para indicar a los consumidores las condiciones de generación que el operador de la red anticipa para el mes siguiente e incentivar así a que moderen su consumo para pagar menos.

ANEEL determinó que a partir de julio la bandera roja 2, la más cara del sistema de banderas, aumentará un 52,1%. En los meses con bandera roja 2, por cada 100 kWh que se consumen se abonará 9,49 reales. Por otro lado, la agencia abrirá una consulta pública para discutir la metodología para el cálculo de este sistema. Considerando que Brasil atraviesa la peor crisis del agua desde 1931, el cálculo actual no cubre los costos de generación de electricidad.

La Comisión Nacional de Energía, adscrita al Ministerio de energía y Minas, es la institución encargada de la gestión operativa de las políticas energéticas estatales

“Este procedimiento que publicamos, es para continuar dando cumplimiento a las responsabilidades atribuidas a la CNE por la Ley General de Electricidad, número 125-01 y la Ley de Incentivo al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energía y sus Regímenes Especiales, número 57-07; a través de las cuales se nos responsabiliza a emitir los reglamentos complementarios que regulen cada una de las actividades del Régimen Especial de producción de electricidad a partir de fuentes de energías renovables”, explica el director ejecutivo de la institución, ingeniero Edward Veras.

De acuerdo con el documento publicado, el propósito principal de esa normativa es organizar el trámite que se debe seguir para ejercer la actividad de generación de energía renovable bajo los términos de hibridación y, por consiguiente, acogerse a los incentivos establecidos en la ley, previa demostración de su viabilidad física, técnica, medioambiental y financiera.

El procedimiento está dirigido a los peticionarios de instalaciones de generación de energía de fuentes primarias renovables que pretendan acceder en Régimen Especial con hibridación, dentro de los cuales están los interesados obtener una concesión provisional, a quienes tengan una concesión definitiva y pretendan adicionar un nuevo sistema de generación sin la necesidad de modificar el emplazamiento previamente concesionado.

También a quienes, teniendo la concesión definitiva, pretendan adicionar un nuevo sistema de generación con la necesidad de modificar el emplazamiento previamente concesionado.

“Desde el día de hoy, este procedimiento está disponible a los interesados y en él están desglosados los pasos a seguir y los requisitos a cumplir para realizar la solicitud”, informó Veras.

Fue creada mediante la Ley General de Electricidad (LGE) No.125-01, del 26 de julio de 2001; la cual consagra las actividades de los subsectores Eléctrico, Hidrocarburos, Fuentes Alternas y Uso Racional de Energía; es decir, del sector energético en general.

Además, es la responsable de dar seguimiento al cumplimiento de la Ley de Incentivo al desarrollo de las Energías Renovables y sus Regímenes Especiales (Ley No.57-07).

De acuerdo a la plataforma Energía Abierta, de la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen un total de 148 proyectos, por 5.169,1 MW, en proceso de construcción, los cuales entrarían en operaciones durante este segundo semestre.

De ese universo de proyecto, sólo 17, por 377,1 MW, corresponden a tecnología fósil (12 de ellos son Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD, proyectos de hasta 9 MW), por 35,2 MW.

Esto representa apenas el 7,3 por ciento de la potencia total en vías de construcción. El 92,7 por ciento restante es renovable, y buen parte de ella renovable no convencional.

Pormenorizadamente, puede destacarse a la tecnología solar fotovoltaica como la más representativa. Es que, según datos oficiales, avanzan en obras 114 emprendimientos por 2.388,3 MW.

Un dato interesante es que 89 de esos proyectos son PMGD, por 497,2 MW. Los 15 restantes corresponden a parques superiores a los 9 MW, y suman 1.891,1 MW.

Entre los grandes sobresalta la central de Andes Solar, denominada “Andes IIB”, de 112,53 MW, que a su predio integrado por paneles solares y redes eléctricas sumará un banco de baterías BESS. El proyecto se está emplazando en la Región de Antofagasta y estaría concluido en octubre próximo, de acuerdo a estimaciones de la CNE.

En tanto, los emprendimientos que le siguen a los solares por su envergadura de potencia en construcción son los eólicos. Éstos suman 16, por 1.656,1 MW. De ellos, dos son PMGD de 2,9 MW cada uno (5,8 MW en total).

Cabe hacer mención también a los proyectos hidroeléctricos: 10 por 581,6 MW. Se destacan de estos 6 PMGD, por 19,6 MW. Y de un proyecto de biomasa de 166 MW.

proyectopropietariofecha_puesta_en_serviciotipo_tecnologiapotencia_neta_mwregionbarra_conexionsistematipo_tecnologia_finalfecha_res

Parque Eólico Malleco – Fase I
Wpd Malleco SpA
01/04/21
eólico
135,10
Región de la Araucanía
S/E Río Malleco 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Malleco – Fase II
Wpd Malleco SpA
01/04/21
eólico
137,90
Región de la Araucanía
S/E Río Malleco 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Cabo Leones III Fase 2
Ibereólica Cabo Leones III SpA
01/04/21
eólico
110,00
Región de Atacama
S/E Central Parque Eólico Cabo Leones I 33 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Cerro Tigre
AR Cerro Tigre SpA
01/04/21
eólico
184,80
Región de Antofagasta
S/E Farellón 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Tchamma
AR Tchamma SpA
01/05/21
eólico
155,40
Región de Antofagasta
S/E Seccionadora Pallata 220 kV, Línea Encuentro – SGO 1×220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Alena
AR Alena SpA
01/05/21
eólico
84,00
Región del Biobío
Tap Off Coyanco en Línea 1×154 kV Los Ángeles – Santa Fe
SEN
Eólica
30/04/21

Extensión de Parque Eólico Cabo Leones I
Parque Eólico Cabo Leones I S.A.
01/05/21
eólico
60,00
Región de Atacama
S/E Central Parque Eólico Cabo Leones I 33 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Mesamávida
Energía Eólica Mesamávida SpA
01/06/21
eólico
60,00
Región del Biobío
S/E Santa Luisa 154 kV
SEN
Eólica
30/04/21

PE Lomas de Duqueco
Wpd Duqueco SpA
01/07/21
eólico
57,40
Región del Biobío
S/E Duqueco 66 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Los Olmos
Energía Eólica Los Olmos SpA
01/08/21
eólico
100,00
Región del Biobío
Nueva S/E Seccionadora Los Olmos 220 kV en Línea 1×220 kV Tolpán – Mulchén
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Calama
Engie Energía Chile S.A.
01/08/21
eólico
150,00
Región de Antofagasta
Tap Off en Línea 1×220 kV Calama – Solar Jama
SEN
Eólica
30/04/21

PE Llanos del Viento
AR Llanos del Viento SpA
01/08/21
eólico
156,10
Región de Antofagasta
S/E O’Higgins 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Ckani
AR Alto Loa SpA
01/10/21
eólico
107,20
Región de Antofagasta
S/E El Abra 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

PE Puelche Sur
AR Puelche Sur SpA
01/11/21
eólico
152,40
Región de Los Lagos
S/E Frutillar Norte 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

PE El Cruce
El Cruce SpA
01/06/21
pmgdeólico
2,90
Región de Los Lagos
Alimentador Los Puentes 23 kV, S/E Aihuapi
SEN
Eólica
30/04/21

PE OCHS
OCHS SpA
01/07/21
pmgdeólico
2,90
Región de Los Lagos
Alimentador Puerto Octay 23 kV, S/E Pichil
SEN
Eólica
30/04/21

MAPA
Celulosa Arauco y Constitución S.A.
01/10/21
biomasa
166,00
Región del Biobío
S/E Planta Arauco 220 kV
SEN
Hidráulica de Pasada
30/04/21

Las Lajas
Alto Maipo SpA
01/07/21
hidro–pasada
267,00
Región Metropolitana de Santiago
S/E Florida 110 kV
SEN
Hidráulica de Pasada
30/04/21

Alfalfal II
Alto Maipo SpA
01/09/21
hidro–pasada
264,00
Región Metropolitana de Santiago
S/E Los Almendros 220 kV
SEN
Hidráulica de Pasada
30/04/21

Trupán
Asociación de Canalistas del Canal Zañartu
01/12/20
hidro–pasada
20,00
Región del Biobío
Torre 121 Línea Abanico – Charrúa 154 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

El Pinar
Empresa Eléctrica El Pinar SpA
01/03/21
hidro–pasada
11,00
Región de Ñuble
S/E Cholguán 13,2 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

MCH Aillín
Hidroeléctrica Las Juntas S.A.
01/04/21
pmghidro-pasada
7,00
Región del Biobío
S/E Peuchén 220 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Ampliación CH Dos Valles
Hidroeléctrica Dos Valles SpA
01/04/21
pmghidro-pasada
1,60
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Dos Valles 23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

CH Alto Bonito
Hidrobonito S.A.
01/05/21
pmghidro-pasada
2,50
Región de Los Lagos
Tap Off en Línea 1×23 kV Río Bonito – Bonito
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Central Hidroeléctrica Corrales
Hidroeléctrica Los Corrales SpA
01/06/21
pmghidro-pasada
3,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Central San Andrés (HSA) 154 (220) kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Mini Central Hidroeléctrica La Confianza
Hidroconfianza SpA
01/06/21
pmghidro-pasada
2,60
Región del Biobío
Línea Peuchén – Mampil 1×23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Central Hidroeléctrica Punta del Viento
Sociedad Hidroeléctrica Punta del Viento SpA
01/10/21
pmghidro-pasada
2,90
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Central Hidroeléctrica Corrales 23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Combarbalá
Prime Energía SpA
01/04/21
diésel
75,00
Región de Coquimbo
Línea 110 kV Ovalle – Illapel
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

San Javier etapa I
Prime Energía SpA
01/06/21
diésel
25,00
Región del Maule
Línea 66 kV San Javier – Constitución
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

San Javier etapa II
Prime Energía SpA
01/06/21
diésel
25,00
Región del Maule
Línea 66 kV San Javier – Constitución
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

Central de Respaldo Maitencillo
Emelva S.A.
01/07/21
diésel
66,90
Región de Atacama
S/E Maitencillo 110 kV
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

Llanos Blancos
Prime Energía Quickstart SpA
01/10/21
diésel
150,00
Región de Coquimbo
Tap Off Línea 220 kV Pan de Azúcar – Minera Carmen de Andacollo
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Don Pedro
EBCO Energía S.A.
01/04/21
pmgddiésel
2,90
Región del Biobío
Alimentador Las Industrias 15 kV, S/E Loma Colorada
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Aggreko 01
Aggreko Chile Ltda.
01/04/21
pmgddiésel
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Libertadores 23 kV, S/E Chacabuco
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Camping Diésel
Tacora Energy SpA
01/05/21
pmgddiésel
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Santa Blanca 12 kV, S/E Isla de Maipo
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Dagoberto
EBCO Energía S.A.
01/05/21
pmgddiésel
2,90
Región de La Araucanía
Alimentador Las Quilas 15 kV, S/E Padre Las Casas
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

Central de Respaldo Egido
Tacora Energy SpA
01/05/21
pmgddiésel
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Placilla 12 kV, S/E Placeres
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Holley
Energía Morro Guayacán SpA
01/05/21
pmgddiésel
0,80
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Los Leones 12 kV, S/E Vitacura
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

Generadora Lagunitas
Empresa Eléctrica Lagunitas SpA
01/06/21
pmgddiésel
2,50
Región de Los Lagos
Alimentador Tepual 23 kV, S/E Melipulli
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PRP Las Quemas
Genersur SpA
01/06/21
pmgddiésel
9,00
Región de Los Lagos
Alimentador César Ercilla 23 kV, S/E Osorno
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Bellet
Energía Morro Guayacán SpA
01/06/21
pmgddiésel
0,50
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Marchant Pereira 12 kV, S/E Vitacura
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Diésel El Cerezo
Gestión Agrícola S.A.
01/06/21
pmgddiésel
3,00
Región del Maule
Alimentador La Laguna 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Dreams Valdivia II
Empresas Lipigas S.A.
01/07/21
pmgddiésel
1,60
Región de Los Ríos
Alimentador Errázuriz 23 kV, S/E Picarte
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD El Jardín
Generadora La Calera SpA
01/11/21
pmgddiésel
3,00
Región de Los Lagos
Alimentador El Empalme Misquihue 23 kV, S/E El Empalme
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PFV El Piuquén
PFV El Piuquén SpA
01/01/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Las Brisas 13,2 kV, S/E Tres Esquinas Bulnes
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV El Ñandú
PFV El Ñandú SpA
01/01/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Atacama
Alimentador UDA 23 kV, S/E Hernán Fuentes
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV Las Tencas
PFV Las Tencas SpA
01/02/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador La Fuentecilla 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV El Trile
PFV El Trile SpA
01/02/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Peñuela 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Fotovoltaico Los Corrales del Verano
Licancabur de Verano SpA
01/03/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV Tamarugo
Baobab Ingeniería y Energías Renovables SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Tarapacá
Alimentador Pampino 23 kV, S/E Pozo Almonte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Nahuén
GR Pilo SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Pabellón 13,2 kV, S/E Chocalán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Saturno Norte (Ex Panimávida 2)
Los Libertadores Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
4,50
Región del Maule
Alimentador Colbún 13,2 kV, S/E Panimávida
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Watt’s Lonquén
Solarity SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
0,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Puerta Sur 23 kV, S/E Las Acacias
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Teno Uno
GR Pitao SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador El Quelmén 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Llay Llay
Xué Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Valparaíso
Alimentador Santa Teresa 12 kV, S/E Las Vegas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Curacaví
Parque Fotovoltaico Curacaví SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,70
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Curacaví 12 kV, S/E Curacaví
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV Chillán Confluencia
Farmdo Energy Chile SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región de Ñuble
Alimentador Confluencia 23 kV, S/E Santa Elisa
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV El Flamenco
PFV El Flamenco SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Llano Blanco 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Santa Ester
Impulso Solar San Jose SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Biobío
Alimentador Ninquihue 13,2 kV, S/E Cocharcas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Rinconada Norte
FV Rinconada SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Putaendo 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Solar Porvenir
Parque Solar Porvenir SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Maule
Alimentador Plaza 15 kV, S/E Piduco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Dadinco
Fotovoltaica Lenga SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Río Ñuble 15 kV, S/E Cocharcas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Los Lagos X
Los Lagos SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,20
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador El Carmen 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Adele 1
RCL Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador El Carmen 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Curicura
Parque Solar Aurora SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Romeral 13,2 kV, S/E Rauquén
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD La Muralla
Parque Solar La Muralla SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Pencahue 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

La Foresta
Sociedad Energías Renovables Los Lirios SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región del Maule
Alimentador Docamávida 13,2 kV, S/E Hualañé
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Peñaflor Solar I
Peteroa Energy SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Peñaflor 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Avilés
Avilés SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
8,30
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador El Prado 13,2 kV, S/E La Manga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Puelche
Puelche Flux Sphera SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,60
Región del Biobío
Alimentador Licura 23 kV, S/E Duqueco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Salerno
PMGD Salerno SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región Metropolitana de Santiago
AlimentadorEntel-Ariztía 13,2 kV, S/E Las Arañas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Parque Alhué
Membrillo Solar SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador El Membrillo 23 kV, S/E Santa Rosa
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV La Palma
Santa Elvira Energy SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador Almagro 15 kV, S/E Santa Elvira
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Mutupin
Montejo Energía SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador Alico 13,2 kV. S/E San Carlos
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Techos Solares Watts
Solarity SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
0,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador La Divisa 12 kV, S/E Panamericana
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Planta FV Caracas I
Generadora Sol Soliv SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Quilimarí 23 kV, S/E Quereo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Cortijo
Apolo Solar SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero Salto del Laja 23 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Linares Solar
Linares Generación SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador San Gabriel 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Santa Margarita
Fotovoltaica Peumo SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Peralillo 13,2 kV, S/E Marchigüe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Litre
Litre SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Córpora 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Lingue
Lingue SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Córpora 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Coihueco San Carlos
Orion Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador San Carlos 13,2 kV, S/E Chillán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Coihueco Vicente Méndez
Pegasus Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Vicente Méndez 15 kV, S/E Chillán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD San Javier I
San Javier I SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Maule
Alimentador Las Rosas 15 kV, S/E La Palma
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV El Zorzal
PFV El Zorzal SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Los Robles 13,8 kV, S/E San Rafael CGE
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Vicente Solar
Solar TI DOS SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador San Vicente 13,2 kV, S/E Pirque
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Esfena
CVE Proyecto Nueve SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región de Valparaíso
Alimentador Alicahue 23 kV, S/E Cabildo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Guadalupe
Guadalupe Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
5,60
Región de Valparaíso
Alimentador San Vicente 23 kV, S/E San Rafael Chilquinta
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Aeropuerto
Parque Solar Retiro SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
5,50
Región del Maule
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Alcaldesa
Parque Solar Alcaldesa SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región de Ñuble
Alimentador Vegas Verdes 13,2 kV, S/E Quirihue
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Villa Alemana
Anumar Energía del Sol 1 SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
2,70
Región de Valparaíso
Alimentador Pangal 12 kV, S/E Peñablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Astillas
GR Carza SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Atacama
Alimentador Astillas 13,2 kV, S/E Vallenar
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Los Molinos
Los Molinos SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador San José 13,2 kV, S/E Bollenar
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Nazarino del Verano Solar
Socompa de Verano SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Nazarino 13,2 kV, S/E El Paico
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Gabardo del Verano Solar
Salado Energy SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Paine 15 kV, S/E Fátima
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Fotovoltaico Cóndor Pelvin
Parque Fotovoltaico Peñaflor SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Moya
Suvan Solar SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero 13,2 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV El Monte
Callaqui de Verano SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Santa Cecilia 13,2 kV, S/E El Monte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

ICB
ICB Inmobiliaria S.A.
01/08/21
pmgdfotovoltaico
0,30
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Maulen 12 kV, S/E Chacabuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Escorial del Verano Solar
Corcovado de Verano SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Palomar 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Ampliación PMGD Piquero
Piquero SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
6,30
Región de Valparaíso
Alimentador Casablanca 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV El Castaño
El Castaño SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
8,30
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador La Rosa 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Erinome
Luciano Solar SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
2,85
Región del Maule
Alimentador Arenal 15 kV, S/E Piduco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Linares VDN
Chilener II SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Nuevo Barrio Industrial 13,2 kV, S/E Linares Norte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Panguilemo
Panguilemo SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Fuster del Verano
Lascar Energy SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Portezuelo 23 kV, S/E Batuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Quetena
Parque Solar Quetena S.A.
01/09/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
Alimentador Grecia 23 kV, S/E Calama
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Rexner
Energía First SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Centenario 12 kV, S/E San Rafael Chilquinta
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Las Catitas
PFV Las Catitas SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Presidente Ibañez 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Los Tordos
PFV Los Tordos SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
5,00
Región del Maule
Alimentador San Clemente 15 kV, S/E San Miguel
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Pequén
Pequén SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador Comalle 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD RCU
RTN Solar SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región del Maule
Alimentador Agrozzi 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV San Antonio (Ex La Ballica Norte III)
Cuenca Solar SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Yerbas Buenas 15 kV, S/E Cachahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Meli
Meli SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Santa Julia 15 kV, S/E Graneros
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Anakena
Anakena SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Sotaqui 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Granate
Granate SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Quebrada Seca 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Sunhunter
Sunhunter SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Delta 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Centauro Solar
Centauro Solar SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador O’Higgins 15 kV, S/E Santa Elvira
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Cabrero Solar
Cabrero Solar SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero Yumbel 23 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Jacarandá
Jacaranda SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Coquimbo
Alimentador Industrial 13,2 kV, S/E Combarbalá
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Cancura II Solar
Libertador Solar 7 SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región de La Araucanía
Alimentador Imperial Ciudad 23 kV, S/E Imperial
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Chicauma del Verano
Puntiagudo Energy SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Batuco 23 kV, S/E Batuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Nihue
Nihue Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Corneche 13,2 kV, S/E La Manga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Bulnes Los Barones
Mercurio Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región de Ñuble
Alimentador Bulnes 13,2 kV, S/E Los Tilos
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Linares San Antonio
Venus Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador San Antonio 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Planta Fotovoltaica Caracas II
Generadora Sol Soliv SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
S/E Prime Los Cóndores 23 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Fotovoltaico Machicura
Colbún S.A.
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Conexión en Tap-Off a la línea 2×13,8 kV Colbún – Machicura
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

FV Sol del Norte
Fotovoltaica Sol Del Norte SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
8,60
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

FV de Los Andes
Fotovoltaica De Los Andes SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

FV del Desierto
Fotovoltaica Del Desierto SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Rucasol
Rucasol SpA
01/07/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Tap Off en Línea 1×110 kV Loma Los Colorados – Punta Peuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMG FV Castilla
Solek Desarrollos SpA
01/07/21
pmgfotovoltaico
2,75
Región de Atacama
S/E Castilla 23 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMG Teno Solar
Enlasa Generación Chile S.A.
01/08/21
pmgfotovoltaico
7,40
Región del Maule
S/E Aguas Negras 14,4 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Ampliación Finis Terrae Etapa I
Enel Green Power Chile S.A.
01/04/21
solarfotovoltaico
126,20
Región de Antofagasta
S/E Rande 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Sol de Lila
Enel Green Power Chile S.A.
01/05/21
solarfotovoltaico
152,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Planta FV Sol del Desierto Fase I
Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto SpA
01/06/21
solarfotovoltaico
175,00
Región de Antofagasta
S/E María Elena 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Planta FV Sol del Desierto Fase II
Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto SpA
01/06/21
solarfotovoltaico
55,00
Región de Antofagasta
S/E María Elena 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque FV Domeyko
Enel Green Power Chile S.A.
01/06/21
solarfotovoltaico
186,20
Región de Antofagasta
S/E Puri 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Sol de Los Andes
AustrianSolar Chile Uno SpA
01/06/21
solarfotovoltaico
89,40
Región de Atacama
S/E Seccionadora Sol de Los Andes, Línea 2×110 kV Diego de Almagro –Llanta C1
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PV Tamaya Solar
Engie Energía Chile S.A.
01/06/21
solarfotovoltaico
114,00
Región de Antofagasta
S/E Tamaya 110 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Solar Capricornio
Engie Energía Chile S.A.
01/07/21
solarfotovoltaico
87,90
Región de Antofagasta
S/E Capricornio 110 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

La Cruz Solar
Fotovoltaica Norte Grande 1 SpA
01/07/21
solarfotovoltaico
50,00
Región de Antofagasta
Tap Off La Cruz 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Valle Escondido
AR Valle Escondido SpA
01/07/21
solarfotovoltaico
105,00
Región de Atacama
S/E Seccionadora Valle Escondido 220 kV, Línea 1×220 kV Río Escondido – Cardones
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque FV Pampa Tigre
AR Pampa SpA
01/08/21
solarfotovoltaico
100,00
Región de Antofagasta
S/E Seccionadora Tigre 220 kV, Línea 1×220 kV Cerro Tigre – Farellón
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Valle del Sol
Enel Green Power Chile S.A.
01/08/21
solarfotovoltaico
149,90
Región de Antofagasta
S/E Miraje 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Diego de Almagro Sur
Colbún S.A.
01/09/21
solarfotovoltaico
208,00
Región de Atacama
S/E Illapa 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Proyecto FV Coya
PV Coya SpA
01/12/21
solarfotovoltaico
180,00
Región de Antofagasta
S/E Seccionadora Coya 678 220 kV, Línea 1×220 kV Crucero – Radomiro Tomic
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Andes IIB
Andes Solar SpA
01/10/21
solarfotovoltaico+bess
112,50
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

El Grupo Martifer opera proyectos solares fotovoltaicos y eólicos en Argentina, Portugal, Rumania y Polonia. Y desde el año 2017 se encuentra presente en Argentina e incluso ya ha participado en el mercado de las energías renovables, principalmente en las licitaciones del Programa RenovAr. 

En la ronda dos fueron adjudicados con un contrato para el Parque Solar Guañizuil II A con una potencia de 100 MW, “logrando un importante hito en el país para la empresa”. 

Energía Estratégica se contactó con Nicolás Gonzalez Rouco, Country Manager Argentina del Grupo Martifer, para conocer los planes a futuro y cómo ven al sector renovable en la actualidad. 

– ¿La compañía posee un portfolio a futuro o trabaja en proyectos renovables en Argentina? 

Estamos con la mirada puesta en el Mercado a Término de Energías Renovables. Tenemos un pipeline de más de 300 MW de proyectos de energía solar fotovoltaica desarrollados en la zona de Cuyo, principalmente en San Luis y San Juan, y estamos negociando la firma de distintos contratos. 

Los proyectos se encuentran en localizaciones que poseen recurso solar de excelencia a nivel mundial y buena interconexión, por lo que son muy atractivos. 

De todas maneras, siempre estamos activamente evaluando nuevas oportunidades para ampliar nuestro portafolio, confiando en que en 2022 se reactivará el mercado.

– ¿Qué metodologías de otros países se podrían aplicar en Argentina o Latinoamérica?

Desde Martifer tenemos una concepción a la hora de desarrollar los proyectos basados en altos estándares de calidad, minimización de riesgos y bancabilidad. 

Gracias a nuestra experiencia en distintos mercados europeos e internacionales enfocamos nuestros desarrollos desde el día 0 para poder tener proyectos de excelencia técnica.

Un ejemplo de esto fue la instalación de una torre de medición solar en nuestro proyecto de la provincia de San Juan nos permite tener una mayor certeza de cuál es el recurso solar en la zona, pudiendo bajar las incertidumbres de las mismas y aumentar la bancabilidad del proyecto. 

Y en base a nuestra experiencia en distintos mercados internacionales, creemos que para el crecimiento del sector y para el desarrollo global de la industria es importante tener cierta continuidad en las licitaciones de energía renovable de manera de atraer inversores de manera permanente. 

Asimismo, es importante contar con un banco de desarrollo que financie este tipo de proyectos. Y en los últimos años en Argentina el BICE asumió ese rol financiando a tasas competitivas a los proyectos de energías renovables que se desarrollaban en el país. 

– ¿Cómo observa el panorama actual y futuro cercano de dichas tecnologías en el país?

Para lograr el objetivo de que para 2025 el 20% del consumo nacional de energía eléctrica sea cubierto por fuentes renovables, se deben seguir fomentando los programas que tuvieron éxito, ya sea el Programa RenovAr o el MATER.

Por el lado de RenovAr se bajaron considerablemente los precios de las subastas en los cuales se lograron valores muy competitivos a nivel energía.

Y en cuanto al MATER, hay una gran oportunidad para la contratación de energía renovable a través de contratos privados entre empresas. Muchas compañías e industrias demostraron en los últimos años que están dispuestas a firmar contratos de largo plazo con proyectos de energía renovables superiores al 20% de la ley teniendo un compromiso ambiental en base a una política corporativa.

Además, si bien el país posee excelentes recursos naturales, creemos que el desarrollo de largo plazo de las energías renovables enfrenta dos desafíos principales: la disponibilidad de capacidad de transporte y el acceso al financiamiento.

Se debe resolver la situación de los proyectos adjudicados en los programas pasados de RenovAr y Mercado a Término que aún no iniciaron su construcción y que están a la espera de la resolución por parte de CAMMESA y la Secretaría de Energía. 

Esto podría liberar capacidad de transporte al sistema, la cual podría ser utilizada por otros proyectos.

Por último, la viabilidad de los proyectos de largo plazo, como los asociados a la generación y al transporte de energía, requiere de condiciones financieras accesibles ya que implican desembolsos de grandes inversiones en períodos cortos, con grandes periodos de repago.  

Es por esto que una vez que se logre estabilizar la macroeconomía y en consecuencia baje el riesgo país, la reactivación del mercado será considerable.

El uso de almacenamiento de la energía mediante baterías y la implementación de proyectos híbridos cada vez se observa con mayor frecuencia en México. Incluso varios expertos marcaron que podría ayudar a la falta de interconexión y los continuos cortos del servicio eléctrico.

“La tecnología de respaldo, es la solución que permitirá tanto a los usuarios garantizar su servicio eléctrico como a los proveedores de servicios de energía ofrecer una solución más confiable para sus usuarios descongestionando nodos donde el servicio eléctrico es más costoso”, declaró Santiago Desentis, director de Latinoamérica de Enphase Energy, quien fue entrevistado por Energía Estratégica. 

Además comentó que  desde la compañía se enfocan en la independencia energética: “Brindar un backup parcial o total, principalmente dentro del segmento residencial y pequeño comercial, para sistemas que requieren o que buscan garantizar el suministro de energía y tener un sistema confiable, seguro y modular con los más altos estándares de calidad y servicio”.

Este último atributo hace referencia a que la tecnología de litio hierro fosfato ofrecida contiene módulos de 3.3 kWh y 10 kWh, y cada módulo posee cuatro microinversores IQ8, y por ende “la batería puede crecer conforme las necesidades de cada cliente”, según sus palabras.

“Es decir que un usuario puede empezar con una batería pequeña de 3.3 kWh y continuar hasta 40 kWh que puede dar un backup total de la casa”, agregó.

Además, Enphase pretende seguir innovando en la industria al desarrollar un controlador de microred “Empower” que permite generar una micro red interna dentro del domicilio, para que el usuario pueda visualizar sus consumos, controlar y priorizar los circuitos a los cuales se les quiera dar el backup.

“El adicional es que si un usuario tiene un sistema fotovoltaico, puede cargar la batería a través de este, a través de un generador alterno y/o a través de la red cuando existe el servicio. Y eventualmente, el sistema de respaldo permite utilizar la energía cuando es más cara para bajar los costos de consumo”, explicó Desentis.

“Enphase es la primera empresa en ofrecer servicios de red para que las compañías de energía puedan conectar múltiples sistemas y controlar desde sus centrales la carga y descarga cuando estas lo necesitan”, sostuvo. 

Ahora bien, ¿dónde se podría utilizar este tipo de tecnologías? “Esto va enfocado a un tema de la necesidad propia de lo que es un sistema de backup. Este tipo de sistemas se requiere donde la red eléctrica es inestable”.

Justamente el especialista marcó que “México tiene un segmento muy específico o de nicho” ya que en el sector residencial el 99.5% de los usuarios están subsidiados. Sin embargo, puso como ejemplo Los Cabos por el alto coste de la energía o la propia Península de Yucatán por la falta de confiabilidad que se da por los apagones.

En lo que refiere a los desafíos de este tipo de tecnologías añadió que “actualmente existen pocas empresas con el conocimiento y experiencia para instalar este tipo de sistemas, es por ello que en Enphase desarrollamos un programa llamado Enphase Installer Network (“EIN”) donde capacitamos a las diferentes empresas en el uso de esta tecnología”.

También cabe mencionar que la regulación en torno al almacenamiento sigue siendo un tema pendiente en el país dado que no hay una base normativa como tal. Sin embargo, Santiago Desentis también puso foco en el Caribe, además de lo hecho en México: 

“Es una región atractiva porque cumple con dos factores: interrupción energética por diferentes cuestiones climatológicas y un costo energético alto y por ende los usuarios buscan confiabilidad y seguridad lo cual implica una decisión más rápida hacia la integración de estas tecnologías”.

La semana pasada, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 075 de 2021 (ver en línea) que tiene como fin último reorganizar el espectro eléctrico colombiano, ya que muchos proyectos hoy ocupan capacidad de transporte pero tienen su plazo de puesta en marcha vencido y no cuentan con una garantía que los ampare.

Según Óptima Consultores, esta medida nace para dar respuestas a “reglas que resultaron obsoletas a la hora de enfrentarse al volumen de solicitudes de conexión que desató el boom renovable en el país”. Sin embargo, la consultora, dirigida por Alejandro Lucio, opina que aún quedan cuestiones por resolver.

Respecto a los aspectos positivos, desde Óptima destacan cinco puntos fundamentales:

1. El responsable principal en el proceso de asignación de conexiones de generadores ahora será la UPME, y ya no cada uno de los transportadores y operadores de red del sistema.

Esto facilitará la toma de decisiones por parte de esta Unidad y seguramente agilizará en gran medida el trámite de las solicitudes al existir un criterio centralizado que prevalecerá en caso de diferencias con las posiciones de los transportadores.

2. Los trámites y la información disponible (que además aumentará de forma significativa, con adiciones muy relevantes tales como el progreso en el desarrollo de los proyectos de generación y de las obras de expansión de la red, información necesaria para analizar disponibilidades de red y orientar decisiones de inversión, entre otras) para su desarrollo estarán centralizados en un sistema de información consolidado (la ventanilla única) que permitirá hacer más transparentes y eficientes este tipo de procedimientos.

Este punto resulta muy positivo cuando se tienen en cuenta las grandes dificultades logísticas que representaba el marco regulatorio anterior, en el que los desarrolladores de proyectos debían someterse a un vaivén constante entre los transportadores y la UPME.

3. La centralización de los procedimientos conllevará también grandes avances en materia de estandarización: se contará con criterios de asignación y priorización, minutas contractuales, información solicitada (a los proyectos) y disponible (sobre la red) procedimientos y reglas completamente estandarizados que reducirán la posibilidad de controversias y también harán más rápido y eficiente el trámite de solicitudes.

4. Existen ahora reglas y criterios claros para la liberación de capacidad de transporte en caso de incumplimientos por parte de los desarrolladores. Esto permitirá descongestionar el sistema al eliminar el acaparamiento actualmente existente, asociado a proyectos que no se materializarán, sino que aspiran a rentabilizar haber obtenido una conexión en el marco regulatorio previo.

5. Todos los puntos anteriores, junto con una serie de plazos establecidos por la CREG en esta resolución, permitirán un trámite más expedito y que reducirá ampliamente la incertidumbre sobre los tiempos de respuesta que hoy existe.

Desde Óptima, consideramos claves todos estos puntos y creemos que tienen un enorme potencial para levantar una de las principales barreras que hoy en día enfrentan los desarrolladores de nuevos proyectos, lo que nos permitirá contar con una matriz energética cada vez más diversificada, competitiva y eficiente.

Sin embargo, la consultora observa que las disposiciones regulatorias establecidas en la Resolución 075 “implican algunos interrogantes y preocupaciones que se mantienen desde la publicación del proyecto 233”. Tales advertencias son las siguientes:

1. Los términos establecidos para la definición de información a solicitar a los agentes y desarrolladores, para la publicación y criterios y procedimientos, y para para el trámite de las solicitudes actualmente en curso, parecen cortos.

2. Se requiere fortalecer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de modo que esta entidad pueda, en tiempos oportunos y con un mayor poder sancionatorio, detectar, investigar, sancionar y por ende prevenir conductas que vayan en contra de los objetivos de política pública que motivan esta resolución.

Si bien es muy positiva la existencia de un mecanismo de solución de diferencias (cuyos detalles aún no se conocen) que será utilizado cuando existan diferencias que dificulten la firma de los contratos de conexión, sugerimos considerar la posibilidad de que este mecanismo pueda ser aplicable a otro tipo de controversias que posiblemente suscitará el marco regulatorio; por ejemplo, las decisiones de la UPME en materia de priorización de proyectos o definición de fechas de entrada en operación o cesiones.

3. En línea con el punto anterior, consideramos también muy pertinente preguntarse si el marco legal vigente permite obligar a los agentes a aceptar y cumplir con las conclusiones de ese mecanismo de solución de diferencias, tal como está establecido en la resolución.

Existe la posibilidad de que los agentes recurran esta obligatoriedad en el momento en que surja una controversia, por lo que resulta muy importante blindar jurídicamente este punto.

4. Para minimizar la probabilidad de ocurrencia de ese tipo de diferencias, resulta esencial que la metodología de priorización de proyectos y la definición de los criterios y sus ponderaciones resulte clara, concisa y en la medida de lo posible, unívoca; esto parece especialmente complejo de cara a la gran cantidad de criterios planteados tanto en la Resolución MME 40311 como en la Resolución CREG 075 y a la complejidad de su evaluación cuantitativa, por lo que consideramos que en ella radica parte muy importante del éxito de estas disposiciones.

5. El hecho de que la UPME se vea enfrentada a la tarea de, a través de una metodología de priorización (que en el fondo implica optimización), tomar decisiones sobre a qué proyectos (y por ende, tecnologías) se les asignarán o no capacidad de transporte, puede conllevar el interrogante de si estamos migrando hacia una planeación centralizada de la generación (que, hasta hoy, es únicamente indicativa).

Sin embargo, vale la pena aclarar que, dadas las condiciones actuales de la red y la avalancha de solicitudes de conexión de nuevos proyectos, no parece haber alternativas importantes a este punto.

6. El hecho de que el puesto asignado a un proyecto en las filas de asignación de conexiones vaya a ser utilizado principalmente como un criterio de desempate, y probablemente ya no como un punto fundamental en la priorización (aunque por supuesto es necesario esperar a la publicación de criterios y metodologías), implica preguntarse por la conveniencia de no aplicar el concepto de “primero en el tiempo, primero en el derecho”; al respecto, consideramos conveniente una vez más blindar jurídicamente el marco regulatorio.

7. Si bien consideramos positivo el aumento en el monto a garantizar bajo el concepto de reserva de capacidad de transporte (acompañado por un régimen de transición que ofrece cierta flexibilidad a los agentes que ya presentaron garantías y por reglas que previenen la presentación de garantías redundantes), cuando se analizan las reglas de incrementos de estos montos y posible liberación de la capacidad de transporte, resulta fundamental tener en cuenta que, debido a las importantes dificultades que enfrentan los desarrolladores a la hora de cumplir de forma estricta todos los hitos de la Curva S (por retrasos muchas veces ajenos a su competencia; por ejemplo, de las entidades públicas involucradas), los aumentos planteados (que pueden llegar hasta a 40 USD/kW, extremadamente altos comparados con las garantías actuales de 1 USD/kW) pueden resultar en una asimetría de competencia: este requerimiento de capital puede resultar en una barrera de entrada adicional para nuevos competidores, quienes tendrán mayores dificultades de caja comparados con los agentes incumbentes.

En este punto, llama la atención la ausencia de atenuantes (como castigar únicamente retrasos ajenos a la debida diligencia del proyecto) que sí figuran en otros puntos de la resolución (como las reglas para el cambio de fecha de puesta en operación de un proyecto), que permitirían aliviar este problema para los desarrolladores.

8. Consideramos que, si bien el marco regulatorio establecido es mucho más completo y claro que al que está sustituyendo, algunos puntos importantes pueden todavía generar incertidumbre, por ejemplo: ¿en qué casos se libera la capacidad de transporte de proyectos que cuenten con obligaciones adquiridas en los mecanismos establecidos por la CREG o el MME (como el cargo por confiabilidad o las subastas de contratación a largo plazo)? o ¿el vencimiento de plazo para la firma de los contratos de conexión puede resultar en la liberación de la capacidad asignada?

Ante estas advertencias, desde Óptima Consultores indican que “resulta fundamental tener presentes los aspectos establecidos en el régimen de transición”. Éstos son:

1. Aquellos proyectos que cuentan con concepto de conexión, que tengan vencida la FPO tendrán un plazo de un mes (desde la entrada en vigencia de la resolución) para solicitar la modificación de la misma. Luego de la aprobación de la UPME tendrán un mes adicional para entregar la copia de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad y la curva S.

2. Por otra parte, los proyectos que cuentan con concepto de conexión UPME y no tienen vencida la FPO, cuentan con un plazo de dos meses para entregar la copia de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad y la curva S. Si no se cuenta con un contrato de conexión, se tendrá un plazo adicional de dos meses para su firma.

3. En cuanto al monto de reserva de capacidad, para los proyectos que a la fecha cuenten con garantía aprobada por el ASIC se mantendrá el valor de la cobertura mientras no se solicite la modificación de la FPO o de cualquiera otra condición del proyecto al cual se asignó la capacidad.