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La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

La entrada Secretaría de Energía publicó una nueva resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

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A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

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La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

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La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

La entrada Secretaría de Energía publicó una nueva resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

La entrada Secretaría de Energía publicó una nueva resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

La entrada Secretaría de Energía publicó una nueva resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

La entrada Secretaría de Energía publicó una nueva resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

La entrada Secretaría de Energía publicó una nueva resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

La entrada Secretaría de Energía publicó una nueva resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación seguirá liberando aquellos proyectos truncados de energías renovables que fueron adjudicados durante el Programa RenovAr, de tal forma que la nueva normativa prevé modificaciones en los términos para la rescisión de contratos. 

A través de la Resolución SE 284/2023 firmada por Flavia Royón y publicada en Boletín Oficial este mismo martes por la madrugada, la autoridad nacional redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

“Las centrales de generación correspondientes a las rondas 2 y 3 del Programa RenovAr y los contratos suscriptos en el marco del régimen de excepción establecido por la Resolución N° 202/16 del ex Ministerio de Energía y Minería, deberán abonar la suma de USD 35.000/MW de potencia contratada de la central”, detalla la iniciativa. 

Aunque cabe mencionar que el pago de la suma deberá abonarse por única vez, independientemente de la tecnología, y la solicitud de rescisión contractual deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en un plazo no mayor a 30 días corridos. 

Es decir que esta medida viene a actualizar la pasada de la pasada Res. SE 1260/2021, específicamente sobre los montos a pagar para todas las tecnologías renovables que fueron asignadas durante el RenovAr.

Mediante dicha normativa publicada en diciembre del 2021, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – que decidieron darse de baja debieron ejecutar un pago de USD 12.500 por cada megavatio contratado; mientras que los proyectos eólicos y fotovoltaicos, hicieron lo propio por USD 17.500/MW.

Tras varios meses de gestión de la Res. 1260/21, el Poder Ejecutivo de la Nación confirmó la salida voluntaria de 30 proyectos, por un total de 778 MW de capacidad adjudicada, la mayoría de la ronda 2 del Programa RenovAr. 

Y de ese modo, se resolvió parcialmente una de las complicaciones que afectó al avance de las renovables en los últimos años, ya que se recuperó capacidad de transporte comprometida, tal como ocurrió luego de la Res. 551/2021 del Mercado a Término (MATER), para permitir el ingreso de futuros desarrollos. 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023 , el gobierno lanzó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. Y que las mismas se abonen hasta en 48 cuotas, aplicándose una Tasa Efectiva Anual equivalente al 1,7%.

¿Qué se deberá presentar para la baja de contratos en la actualidad? 

Más allá del pago, los titulares de los proyectos que no hayan alcanzado la fecha de habilitación comercial, tendrán que presentar una renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

A lo que se debe agregar una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.

La documentación asociada a la solicitud de rescisión contractual será requerida por CAMMESA una vez que haya recibido la petición de baja, en un plazo máximo de 90 días corridos. 

Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación procederá a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

La entrada Secretaría de Energía publicó una nueva resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

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Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

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Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

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Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

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“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

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Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

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“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

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Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

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“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

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Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Crecen las expectativas para el despliegue de energías renovables a partir de la Licitación Abierta PEG-4-2022 en Guatemala. Los interesados en este mecanismo aún pueden adquirir los pliegos para aplicar a vender potencia y energía eléctrica en el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Si bien el proceso pretende la contratación de 235 MW, este sería el puntapié inicial para próximas convocatorias que movilice más capacidad instalada. El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya plantea elevar el parque actual un 77% (ver más) en dos décadas.

¿Qué necesita Guatemala para lograr más inversiones en energías renovables? Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) plantearon en su 15° edición de Futuro Renovable tres retos por abordar.

“La certeza jurídica (respetando los acuerdos previos), la reglamentación del Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, y la simplificación de trámites que reduzca el tiempo que se requiere para autorizar centrales de generación”, fueron los asuntos que indicaron que es preciso resolver.

En resumen, precisaron que cinco objetivos clave para alcanzar la certeza jurídica en Guatemala radican en la eficiencia (a través de trámites rápidos y costo-eficientes), efectividad (aplicación de incentivos y normas para promoción de la inversión), responsabilidad (instituciones definidas para la promoción y gestión de las inversiones), transparencia (reglas claras) y estabilidad (perdurabilidad de dichas reglas).

Respecto al Convenio 169 de la OIT para pueblos indígenas y tribales, se refirieron a una necesidad de acercamiento a las comunidades y una consulta previa más participativa sobre los proyectos de generación a desplegarse en determinados territorios. De allí, es que una propuesta es que el diálogo podría ser iniciado por el sector público y continuado por la iniciativa privada a cargo de los activos de generación para garantizar su sostenibilidad a largo plazo.

Finalmente sobre simplificación de trámites, desde AGER subrayaron la importancia de pusieron el foco en facilitar las gestiones en cada entidad involucrada con voluntad política y unificación de criterios para acelerar la puesta en operación de proyectos de generación renovable.

Resolver estos tres asuntos permitiría elevar las proyecciones de incorporación de nueva capacidad renovable en escenarios business as usual. Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 propone la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás (ver más).

La entrada AGER advierte tres retos para abordar de cara a la licitación a largo plazo en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles son las novedades para este año?

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

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

 ¿Qué cambios deberían hacerse al marco regulatorio?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

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“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

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“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

La entrada Las advertencias de analistas acerca de la venta de centrales de Iberdrola a la CFE se publicó primero en Energía Estratégica.

Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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Este mes, el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), anunció que firmó un convenio con la empresa española Iberdrola para la adquisición de 13 plantas de generación de energía eléctrica con un monto mayor a los seis mil millones de dólares.

Según el mandatario, este acuerdo integrado por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y representantes de la compañía, es “una operación muy importante” que no significará un incremento en la deuda pública.

No obstante, desde el sector energético alertan que este contrato público trae más dudas que certezas, sobre todo por la falta de transparencia en sus condiciones.

De acuerdo al informe de Admonitor, la mayor parte de las centrales que Iberdrola le vendió a CFE ya operaban en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) bajo el régimen de Productores Independientes de Energía (PIE).

Esta figura de PIE nació en 1992 con la creación de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) y estaba diseñada para la venta exclusiva de generación a la propia CFE, ante la necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de esa década.

“Esta ley permitía que empresas privadas participaran mediante proyectos como los PIDIREGAS, siglas de Proyecto de Inversión de Infraestructura Productiva con Registro Diferido en el Gasto Público en la generación, distribución y transmisión de energía, lo que abriría el camino de los PIE”, revela el reporte de Admonitor, organización destinada a brindar transparencia del MEM.

De esta forma, según fuentes cercanas de Admonitor, “el gobierno mexicano no habría hecho una inversión nueva con la adquisición de centrales de Iberdrola, porque esa energía ya era vendida por la multinacional a CFE. Por lo que, en términos de energía y mercado, no hay nada nuevo con esta adquisición”.

Sumado a esto, las condiciones de los contratos externos legales entre PIE y CFE, cuya información sería clave para evaluar si la compra fue óptima, no son públicas y parecen ser secretas.

En este sentido, especialistas de Admonitor destacaron: “Es un problema de transparencia. Las condiciones del contrato, las contraprestaciones en términos de quién realizará la operación y mantenimiento, el precio de combustible que se va a utilizar para las plantas, todos esos componentes que establecen el convenio son desconocidos”.

“No hay una forma de evaluar económicamente si la compra de los activos a Iberdrola fue una buena inversión o no. Son contratos que están indisponibles al público en general”, enfatizaron.

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