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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.

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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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

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Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

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“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

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Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

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“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

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“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

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En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

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Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

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“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

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Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

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Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

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Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

La entrada Expectativas en El Salvador por el borrador de ley Transición Energética y su reglamento se publicó primero en Energía Estratégica.

El Salvador tiene en revisión una propuesta legislativa de Transición Energética junto a un reglamento de aplicación que daría lugar a un mayor despliegue de energías renovables en el mercado.

Esta propuesta, que aún no ha sido aprobada, propone avanzar con nuevos estudios para determinar capacidades máximas permisibles de tecnologías como eólica y solar en la red, así como analizar la flexibilización del sistema y servicios auxiliares para alcanzar ese límite por medio de almacenamiento de energía.

Desde el sector privado saludan esta iniciativa que esperan que se abra paso pronto como Ley y que permita una mayor sofisticación del mercado a la vez que propicie la sostenibilidad del sector energético.

“El reto en el país es acelerar todos los cambios normativos, regulatorios y legales  que propicien las condiciones para impulsar una transición energética que conduzca al desarrollo sostenible”, consideró Norma Grande Rodríguez, vicepresidente del Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER).

La referente empresaria que también se desempeña como gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador, mencionó -durante un conversatorio de la CECACIER sobre Regulación y Políticas Públicas para una Transición Energética Justa- que empresas como AES están comprometidas a propiciar el cambio.

“Uno de los objetivos que tenemos para el año 2040 es la producción de energía 100% libre de carbono, cero emisiones CO2 en todas nuestras plantas de AES en los cuatro continentes”, subrayó Norma Grande. 

Y agregó: “Como empresa estamos interesados y apostando a la transición energética. Se realizan las inversiones que resultan posibles e incluso los piloto que puedan demostrar la viabilidad de los proyectos”.

Ahora bien, observó que un factor determinante para lograr estos objetivos de la iniciativa privada son los cambios regulatorios que promuevan y brinden el camino hacia la transición energética de modo que las empresas puedan utilizar con reglas claras nuevas tecnologías que incluyan electromovilidad, prosumidores, medición inteligente, almacenamiento y renovables a gran escala, etc.

En línea con ello la propuesta legislativa de Transición Energética ya incluye propuestas de esquemas y mecanismos para el despliegue de medidores inteligentes, desarrollo de nuevos modelos de negocio, inteligencia artificial, internet de las cosas, tecnología de la información, así como la creación de entes operadores y entes administradores de los sistemas de distribución de energía eléctrica.

Además esta iniciativa legislativa aborda temas como la creación de una mesa nacional para la transición energética que dé seguimiento a su implementación en la política energética, la creación del mercado minorista de electricidad, descarbonización y digitalización, estrategia nacional de generación distribuida renovable, entre otros proyectos necesarios para acelerar el cambio.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

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

En este marco, Adolfo Rojas, Gerente General en Sustainablearth Latam, empresa peruana especializada en ingeniería de proyectos con energías limpias, revela a Energía Estratégica su portafolio de proyectos y afirma que la resolución clave que se está debatiendo por la Comisión de Energía y Minas es fundamental para el desarrollo de nuevas inversiones limpias.

¿Cuántos MW de energías renovables pondrán operativos para el corto y el mediano plazo? 

Tenemos un portafolio de alrededor de unos 600 MW, entre estudios y proyectos en desarrollo de parques solares fotovoltaicos y eólicos, y esperamos que puedan ser implementados. Estamos realizando todas las gestiones y tenemos dos alternativas: buscarles un PPA privado a un costo competitivo y de largo plazo, o esperar que salga esta licitación de los bloques horarios en el corto plazo, que sería para finales del primer semestre del próximo año.

A su vez, Sustainablearth Latam ha firmado un contrato de colaboración con la empresa SEG Ingeniería de España, con la cual vamos a atacar principalmente mercados como Ecuador, Colombia y Chile.

¿Cuándo estima que se aprobará este proyecto de ley y que tan necesario es para potenciar las renovables en Perú?

Si bien es cierto el proyecto de ley está avanzado formalmente para que cuente con la aprobación respectiva, es una iniciativa que modifica una ley marco (Ley N°28832), por lo que definitivamente no se aprobará rápido. Con toda la burocracia administrativa, adecuaciones e incorporaciones de los documentos correspondientes, yo creo que se aplicará recién para el segundo trimestre del 2024.

El proyecto de ley es sumamente necesario porque está proponiendo una mayor contratación de energías renovables para las distribuidoras, pero por bloqueos horarios. No obstante, todavía no se sabe por cuánto tiempo se van a firmar estos contratos, ni el porcentaje que va a permitirse a las distribuidoras. Se habla de un 10 o un 20%, con plazos de 5 a 20 años, pero nada está confirmado aún. Tampoco se sabe el volumen de la capacidad a ser contratada, solo se conoce que va a ser un modelo similar al de Chile.

Hay cierta inercia de los propietarios de las centrales tradicionales en apoyar esta ley, pero también una apertura porque estos generadores de energía con tecnologías convencionales están migrando de a poco a tener sus propias plantas solares y eólicas. Lo que quieren es que el mercado se dinamice, y si no hay convocatoria de nuevos suministros de energía renovable no convencionales, Perú va a ser un poco esquivo a tener esos bajos costos trasladados al cliente final.

Hoy existen muchas empresas industriales en el país que tienen problemas de contratación de mayor suministro de energía por cuestiones de las limitaciones en el sistema de distribución, y para negociar como usuario libre y poder firmar un contrato de energía (PPA) con un proveedor, este último debe tener si o si potencia asociada, entonces no cualquier proveedor o desarrollador de soluciones solares puede firmar un contrato directamente con estos interesados, necesita garantizar o comprar potencia.

Para dar respuesta a esta problemática, la nueva normativa busca que la clásica licitación no sea por potencia y energía, sino que sea como un solo componente que te permita vender energía únicamente.

 De las tecnologías que ofrecen, tanto solar como eólica, ¿cuáles son las más demandadas en Perú? 

Principalmente las solares fotovoltaicas porque son más sencillas de desarrollar y son más rápidamente escalables. No obstante, desde el punto de vista de un inversionista, le va a convenir más la eólica porque tiene ya reconocimiento de potencia, firme de forma parcial y puede garantizar una mayor cobertura a nivel horario (factor de planta) y el esfuerzo es el mismo.

Asimismo, muchas de estas empresas grandes están buscando generar centrales híbridas (solares + eólicas) para producir hidrógeno verde en zonas como Arequipa, pero con son proyectos a gran escala (del orden de los 1000 a 1500 MW), con lo cual por ahora solo hemos visto terrenos, puntos de interconexión, pero más allá de eso todavía no hemos avanzado en firme.

Como el mercado todavía es incipiente, no se tiene mucha claridad a nivel de marco regulatorio. Al ser proyectos de escala, requieren muchas extensiones de terreno y las condiciones de negociación de estos terrenos son totalmente distintas. Al no tener una normativa clara, no se sabe exactamente como se va a comportar la oferta y demanda a futuro.

La entrada Sustainablearth Latam tiene en cartera 600 MW renovables en Perú y espera por la resolución clave se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

Accede a las declaraciones completas en el canal de YouTube o LinkedIn de Energía Estratégica.

La entrada El atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

Accede a las declaraciones completas en el canal de YouTube o LinkedIn de Energía Estratégica.

La entrada El atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

Accede a las declaraciones completas en el canal de YouTube o LinkedIn de Energía Estratégica.

La entrada El atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

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Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

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“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

Accede a las declaraciones completas en el canal de YouTube o LinkedIn de Energía Estratégica.

La entrada El atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

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“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

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“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

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Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

Accede a las declaraciones completas en el canal de YouTube o LinkedIn de Energía Estratégica.

La entrada El atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Panamá cuenta con 50 proyectos renovables en operación comercial con licencias, y casi el doble de proyectos en camino que ya obtuvieron licencias definitivas (27) y provisionales (71), según datos del primer trimestre del 2023 de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

¿Dónde se conectarán los nuevos proyectos? ¿Hay capacidad disponible en las redes de transmisión? ¿Bajo qué mecanismos se enmarcaron?  Son algunas de las preguntas que despierta el volumen de proyectos que ingresarán al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

También en redes de distribución las renovables aumentan con ritmo. Siguiendo con datos de ASEP, Panamá tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

Para acceder a más precisiones sobre las tendencias del mercado y el atractivo de Panamá para autoconsumo y licencias de proyectos renovables, Energía Estratégica entrevistó a Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Respecto al mercado mayorista, el referente empresario se refirió a las expectativas que se generaron por una próxima licitación a largo plazo, además de las oportunidades existentes de competir en merchant o a través de contratos con Grandes Clientes.

“Desde el 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo donde las renovables estuviesen oportunidad de entrar, o sea que sí hay muchísima expectativa y muchísimas ganas de que esto suceda, más allá de las pequeñas de corto plazo (…) la expectativa es gigantesca, pero también la vemos con mucha cautela para entender cómo esto se va a hacer realidad porque hay agentes internacionales y players locales con muchas ganas de que esto suceda y en licencias provisionales hay un número absolutamente anormal por lo grande, y digamos que es imposible que técnicamente se conecte, pero te da señales de que la gente está esperando que esto suceda”, explicó Federico Fernández.

En su último año al frente de la presidencia de CAPES, Fernández señaló que durante su gestión han podido hacer crecer la membresía de la Cámara sumando nuevos actores del mercado y apalancar el financiamiento para proyectos de autoconsumo solar.

Al respecto, observó: “Ya hay financiamiento, eso ayuda a que se haya acelerado sin duda la instalación de autoconsumo como lo dicen las estadísticas. Y yo creo que ayudamos a mover la situación. Pero lo que aún no hemos logrado es facilitar los permisos”.

“La burocracia probablemente estará siempre, pero nosotros seguiremos tratando de que los permisos sean más sencillos, que sean digitales, que sean homologados y que sea unificados para no estar tocando tantas puertas y con tanta discrecionalidad y aunque hemos avanzado, y las propias autoridades están clarísimas de que eso sigue siendo un karma, pues no hemos llegado tan lejos como pudiésemos para explotar el mercado de autoconsumo de solar en techo”.

Siguiendo con el análisis de Fernández, el “el karma burocrático” sería un gran pendiente también para proyectos utility scale, sumando tiempos más largos e incertidumbre para llegar a ejecutar proyectos por disponibilidad o indisponibilidad de puntos de conexión, subestación, etc.

¿Cómo avanza la implementación de la Agenda 2030 en el sector energético? ¿Qué prioridades deberán ser atendidas este año? ¿Qué ventajas existen al invertir en Panamá? ¿Qué recomendaciones hace CAPES a nuevos actores del mercado? Fueron otras de las preguntas que respondió Federico Fernández, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas».

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Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

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Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, empresa danesa líder en diseño, fabricación y mantenimiento de aerogeneradores en todo el mundo, presentó su nueva plataforma en Argentina y Latinoamérica, denominada EnVentus, de los aerogeneradores onshore V162-6.2 MW que se instalarán en el parque eólico General Levalle de YPF Luz, en la provincia de Córdoba.

«Tiene otra variedad de potencias y rotores, lo que nos dará un escalón en intensidad de potencia. Es decir que cada posición tendrá mucha más generación de energía y llegamos a una curva muy competitiva para los vientos de Argentina”, sostuvo Andrés Gismondi, vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas, durante un roundtable organizado por la compañía. 

“Es una propuesta distinta e innovadora donde buscamos mayor market y flexibilidad a la hora de combinar las partes para acompañar la velocidad de innovación que existe en el mercado. Buscamos incrementar la potencia por turbina instalada y pensamos en la plataforma para encontrar un producto que sea factible para diferentes vientos, desde baja velocidad hasta media y alta”, complementó Marina Perricone, ingeniera técnica de la firma danesa. 

De este modo, la compañía que cuenta con aproximadamente 1700 MW (por 445 turbinas) bajo contratos de operación y mantenimiento, y que tuvo mucha tracción en el último año y medio a partir del MATER (les permitió traccionar otros 700 MW en 154 turbinas) da un nuevo paso en el diseño de productos diseño de productos que permitan alcanzar la mejora y reducción de los costos de la energía. 

Y uno de los principales cambios que acarrea esta nueva plataforma es la certificación de los componentes de forma individual, ya sea el rotor, el buje, el generador o la propia torre eólica, por lo que el ciclo se vuelve mucho más rápido. 

Mientras que la altura altura total, desde el suelo hasta la punta de la pala, alcanza los 206 metros y los rotores los 162 m de diámetro, es decir que el aerogenerador V162 – 6,2 MW tendrá 2 metros más alto y 26 m de diámetro más amplio que las turbinas V136- 4,2 MW que ya se encuentran en operación en el país. 

Además, las palas entran dentro del programa de ser 100% reciclables, por lo que toda esta tecnología se encamina para que todas las fibras se puedan recuperar y reutilizar en el futuro, lo que representa un hecho “muy importante por la sustentabilidad” en la mirada de Vestas. 

¿Qué se espera para el futuro de esta tecnología en Argentina?

El vicepresidente de Ventas LATAM en Vestas reconoció que “EnVentus es el futuro para Argentina” dado que les dará una “vida mayor y más flexibilidad a la hora de combinar las partes”, y que al tener más potencia, el concepto modular permitirá integrar “módulos de hidrógeno u otros eléctricos” 

“Y si miramos hacia la transición energética, esperamos que los parques sean cada vez más grandes, considerando el desarrollo del H2 verde en la Patagonia con grandes proyectos de mucha cantidad de aerogeneradores”, afirmó Gismondi. 

La entrada Vestas presentó los detalles EnVentus, su nueva plataforma para aerogeneradores en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.