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Sungrow, líder mundial en soluciones energéticas inteligentes, presentó sus nuevas soluciones de almacenamiento en batería e inversores durante el megaevento de Future Energy Summit en República Dominicana. 

En específico para mercados en el Caribe como República Dominicana referentes de la compañía introdujeron sus inversores tipo cadena de 352 kW que admiten trabajar con módulos más grandes y los inversores centrales de Sungrow que además de las ventajas propias de la modularidad de estas soluciones, que pueden ir de 1.1 MW hasta 8.8 MW, permiten un oportuno acoplamiento en DC de baterías. 

En lo que respecta a baterías a gran escala desde Sungrow compartieron un gran hito para la compañía y es que se ha asegurado el suministro a un megaproyecto en el sur del continente que promete ser un emblema para este tipo de tecnología por alcanzar los 630 MWh de almacenamiento energético. 

“Es el más grande de toda América”, consideró Oliver Quintero, Key Account Manager para la región andina y el Caribe de Sungrow.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit, el referente de Sungrow brindó una entrevista exclusiva en la que abordó en detalle los diferenciales de sus productos y su creciente cuota de mercado en esta región. 

“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

¿Cuándo usar inversores string y cuándo inversores centrales? ¿Cuándo optar por acoplamiento DC o AC? ¿Qué dudas plantean los clientes? Fueron algunas de las preguntas que Oliver Quintero respondió a Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica, durante la entrevista. 

Acceda a los testimonios completos en el canal de YouTube y web oficial de Future Energy Summit.

La entrada Sungrow gana mercado con baterías a gran escala e inversores centrales y en cadena se publicó primero en Energía Estratégica.

Sungrow, líder mundial en soluciones energéticas inteligentes, presentó sus nuevas soluciones de almacenamiento en batería e inversores durante el megaevento de Future Energy Summit en República Dominicana. 

En específico para mercados en el Caribe como República Dominicana referentes de la compañía introdujeron sus inversores tipo cadena de 352 kW que admiten trabajar con módulos más grandes y los inversores centrales de Sungrow que además de las ventajas propias de la modularidad de estas soluciones, que pueden ir de 1.1 MW hasta 8.8 MW, permiten un oportuno acoplamiento en DC de baterías. 

En lo que respecta a baterías a gran escala desde Sungrow compartieron un gran hito para la compañía y es que se ha asegurado el suministro a un megaproyecto en el sur del continente que promete ser un emblema para este tipo de tecnología por alcanzar los 630 MWh de almacenamiento energético. 

“Es el más grande de toda América”, consideró Oliver Quintero, Key Account Manager para la región andina y el Caribe de Sungrow.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit, el referente de Sungrow brindó una entrevista exclusiva en la que abordó en detalle los diferenciales de sus productos y su creciente cuota de mercado en esta región. 

“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

¿Cuándo usar inversores string y cuándo inversores centrales? ¿Cuándo optar por acoplamiento DC o AC? ¿Qué dudas plantean los clientes? Fueron algunas de las preguntas que Oliver Quintero respondió a Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica, durante la entrevista. 

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En específico para mercados en el Caribe como República Dominicana referentes de la compañía introdujeron sus inversores tipo cadena de 352 kW que admiten trabajar con módulos más grandes y los inversores centrales de Sungrow que además de las ventajas propias de la modularidad de estas soluciones, que pueden ir de 1.1 MW hasta 8.8 MW, permiten un oportuno acoplamiento en DC de baterías. 

En lo que respecta a baterías a gran escala desde Sungrow compartieron un gran hito para la compañía y es que se ha asegurado el suministro a un megaproyecto en el sur del continente que promete ser un emblema para este tipo de tecnología por alcanzar los 630 MWh de almacenamiento energético. 

“Es el más grande de toda América”, consideró Oliver Quintero, Key Account Manager para la región andina y el Caribe de Sungrow.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit, el referente de Sungrow brindó una entrevista exclusiva en la que abordó en detalle los diferenciales de sus productos y su creciente cuota de mercado en esta región. 

“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

¿Cuándo usar inversores string y cuándo inversores centrales? ¿Cuándo optar por acoplamiento DC o AC? ¿Qué dudas plantean los clientes? Fueron algunas de las preguntas que Oliver Quintero respondió a Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica, durante la entrevista. 

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En lo que respecta a baterías a gran escala desde Sungrow compartieron un gran hito para la compañía y es que se ha asegurado el suministro a un megaproyecto en el sur del continente que promete ser un emblema para este tipo de tecnología por alcanzar los 630 MWh de almacenamiento energético. 

“Es el más grande de toda América”, consideró Oliver Quintero, Key Account Manager para la región andina y el Caribe de Sungrow.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit, el referente de Sungrow brindó una entrevista exclusiva en la que abordó en detalle los diferenciales de sus productos y su creciente cuota de mercado en esta región. 

“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

¿Cuándo usar inversores string y cuándo inversores centrales? ¿Cuándo optar por acoplamiento DC o AC? ¿Qué dudas plantean los clientes? Fueron algunas de las preguntas que Oliver Quintero respondió a Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica, durante la entrevista. 

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En lo que respecta a baterías a gran escala desde Sungrow compartieron un gran hito para la compañía y es que se ha asegurado el suministro a un megaproyecto en el sur del continente que promete ser un emblema para este tipo de tecnología por alcanzar los 630 MWh de almacenamiento energético. 

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“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

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En lo que respecta a baterías a gran escala desde Sungrow compartieron un gran hito para la compañía y es que se ha asegurado el suministro a un megaproyecto en el sur del continente que promete ser un emblema para este tipo de tecnología por alcanzar los 630 MWh de almacenamiento energético. 

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Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit, el referente de Sungrow brindó una entrevista exclusiva en la que abordó en detalle los diferenciales de sus productos y su creciente cuota de mercado en esta región. 

“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

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Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit, el referente de Sungrow brindó una entrevista exclusiva en la que abordó en detalle los diferenciales de sus productos y su creciente cuota de mercado en esta región. 

“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

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Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit, el referente de Sungrow brindó una entrevista exclusiva en la que abordó en detalle los diferenciales de sus productos y su creciente cuota de mercado en esta región. 

“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

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En lo que respecta a baterías a gran escala desde Sungrow compartieron un gran hito para la compañía y es que se ha asegurado el suministro a un megaproyecto en el sur del continente que promete ser un emblema para este tipo de tecnología por alcanzar los 630 MWh de almacenamiento energético. 

“Es el más grande de toda América”, consideró Oliver Quintero, Key Account Manager para la región andina y el Caribe de Sungrow.

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“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

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En específico para mercados en el Caribe como República Dominicana referentes de la compañía introdujeron sus inversores tipo cadena de 352 kW que admiten trabajar con módulos más grandes y los inversores centrales de Sungrow que además de las ventajas propias de la modularidad de estas soluciones, que pueden ir de 1.1 MW hasta 8.8 MW, permiten un oportuno acoplamiento en DC de baterías. 

En lo que respecta a baterías a gran escala desde Sungrow compartieron un gran hito para la compañía y es que se ha asegurado el suministro a un megaproyecto en el sur del continente que promete ser un emblema para este tipo de tecnología por alcanzar los 630 MWh de almacenamiento energético. 

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“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

¿Cuándo usar inversores string y cuándo inversores centrales? ¿Cuándo optar por acoplamiento DC o AC? ¿Qué dudas plantean los clientes? Fueron algunas de las preguntas que Oliver Quintero respondió a Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica, durante la entrevista. 

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Sungrow, líder mundial en soluciones energéticas inteligentes, presentó sus nuevas soluciones de almacenamiento en batería e inversores durante el megaevento de Future Energy Summit en República Dominicana. 

En específico para mercados en el Caribe como República Dominicana referentes de la compañía introdujeron sus inversores tipo cadena de 352 kW que admiten trabajar con módulos más grandes y los inversores centrales de Sungrow que además de las ventajas propias de la modularidad de estas soluciones, que pueden ir de 1.1 MW hasta 8.8 MW, permiten un oportuno acoplamiento en DC de baterías. 

En lo que respecta a baterías a gran escala desde Sungrow compartieron un gran hito para la compañía y es que se ha asegurado el suministro a un megaproyecto en el sur del continente que promete ser un emblema para este tipo de tecnología por alcanzar los 630 MWh de almacenamiento energético. 

“Es el más grande de toda América”, consideró Oliver Quintero, Key Account Manager para la región andina y el Caribe de Sungrow.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit, el referente de Sungrow brindó una entrevista exclusiva en la que abordó en detalle los diferenciales de sus productos y su creciente cuota de mercado en esta región. 

“Estamos completando 700 MW en fotovoltaicos vendidos en la región y hemos venido creciendo también en baterías», observó el referente para la región andina y el Caribe de Sungrow. 

¿Cuándo usar inversores string y cuándo inversores centrales? ¿Cuándo optar por acoplamiento DC o AC? ¿Qué dudas plantean los clientes? Fueron algunas de las preguntas que Oliver Quintero respondió a Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica, durante la entrevista. 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se divide la licitación de hoy? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El tramo 1 bajo la lupa 

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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. Plazos de suministro de hasta quince años y precios firmes, ninguno de los cuales puede ser modificado por acuerdo de las partes a lo largo de la vigencia del contrato, salvo autorización previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Cuando se trate de reducciones de precios durante la vigencia de los respectivos contratos, los distribuidores deben transferir a los consumidores el 50 % de dichas reducciones.
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Durante esa cita, se desarrollaron exposiciones y se recibieron comentarios sobre la Ley que tiene como objetivo “asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a fin de garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico y promover la diversificación de la matriz energética”.

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

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

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

El proyecto de ley

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía del Senado Nacional de Chile debatió el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional, más conocido como “ley de cuotas”. 

La iniciativa aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, a tal punto que determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de ERNC al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Durante la sesión del pasado miércoles 26 de abril, participaron diversos actores del sector académico y empresarial energético del país, entre ellos Juan Eduardo Vásquez, gerente de Energía de Colbún, quien planteó que no debería existir diferencia en los términos utilizados y que tendrían que estar incluidas todas las fuentes de generación renovable. 

“Es necesario ponerse objetivos ambiciosos y realistas. Es necesario reconocer que la hidroeléctrica también es renovable, Chile requiere ser cada vez más competitivo a nivel mundial en los distintos sectores que participamos y que el suministro energético sea seguro, limpio y eficiente”, sostuvo. 

“En ese contexto, mantener el concepto de ERNC se puede volver una restricción y es un mecanismo que podría no potenciar el uso completo de los recursos naturales y, por lo tanto, implicar una desventaja”, agregó.

¿Por qué? El especialista coincidió con la propuesta del Poder Ejecutivo apuntan “positivamente” a las soluciones de las problemáticas que se observan en la actualidad, y que la estimación anual de la demanda energética será de 88 TWh hacia el 2030.

Para lo cual se requeriría dar cierto grado de estabilidad y seguridad de abastecimiento, con “aproximadamente 20 TWh que sí o sí serán aportadas por centrales termoeléctricas”, lo que  significa que el resto debería ser abastecido por centrales más sustentables.

Ante ello, desde la compañía con 37 años en el sector eléctrico chileno sugirieron una propuesta que complemente el concepto utilizado actualmente y sólo sea “energías renovables”. 

“Es decir, que se reconozca tal definición, cuáles son las tecnologías que participarán dentro de esta obligación y que, al menos, incluyan la eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica, geotermia, biomasa, entre otros”, manifestó Juan Eduardo Vásquez. 

“Además, se propone aumentar la participación renovable al 2030, que el valor del target sea del 80%, y revisarlo para subirlo o mantenerlo hacia el primer semestre del año 2026. Y es importante que el porcentaje sea el correcto y no sobredimensionar, ya que por ejemplo, la cuota del 10% de renovables puede implicar una sobre inversión de 3000 a 4000 millones de dólares que habría ociosa y sería innecesaria para la sociedad chilena”, continuó

Mientras que para incentivar el almacenamiento se propuso eliminar la cuota de bloques horarios, ya que “resultaría más conveniente” desarrollar una legislación específica. 

La entrada Colbún sugiere que no haya diferencias entre las tecnologías renovables en la ley de cuotas de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.