energiaestrategica.com

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para “una descarbonización acelerada del sector eléctrico”, como parte de su agenda inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética. 

Esta agenda viene a concretar compromisos adquiridos en la Mesa de Mercado de Corto Plazo de fines del año pasado y contempla diez iniciativas, algunas ya en marcha, entre las que se destacan el aumento de la participación de renovables, la promoción del almacenamiento, ajustes al sistema de impuestos verdes y la revisión de requisitos de las centrales térmicas en operación. 

“Iniciamos un segundo tiempo de la transición energética que implica que las fuentes renovables y limpias pasen de ser un complemento importante en el sistema eléctrico a constituir las fuentes principales de generación, propendiendo a una matriz eléctrica con un 100% de energías limpias antes del 2050, tal como ha quedado suscrito de manera consensuada en la Política Energética Nacional vigente”, detalla el documento del gobierno. 

En el caso del almacenamiento, se señala la importancia de perfeccionar la regulación para despejar eventuales incertidumbres del sector en cuanto a su remuneración y operación, como también la relevancia de crear incentivos adicionales y asignar terrenos fiscales para el desarrollo de ese tipo de proyectos híbridos. 

Tal es así que el el Ministerio de Energía, en conjunto con el Min. de Bienes Nacionales, la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, determinará un conjunto de subestaciones estratégicas en las que se establecerán áreas de resguardo para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento. 

Mientras que estima que para julio del corriente año deberá estar publicada la guía técnica de evaluación ambiental para proyectos de storage, elaborada en conjunto con el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). 

Además, se pretende disminuir pagos laterales en los que incurren los suministradores en general, muchos de ellos renovables, con el fin de generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos.

O mismo modernizar las licitaciones de suministro de clientes regulados hacia el segundo semestre 2023, en particular “modificaciones que fomentarán portafolios eficientes de proyectos basados en fuentes renovables y limpias para la cobertura de la demanda, así como acciones orientadas a mitigar algunos riesgos a los que se ven expuestos los respectivos suministradores”.

“También se prevé hacer una revisión y ajuste de los mínimos técnicos de centrales térmicas, coherente con la actualización de la norma de emisiones, con el objetivo de permitir una mayor colocación de energía renovable y, con ello, disminuir los vertimientos renovables y libre de emisiones de gases de efecto invernadero”, asegura el archivo del Ministerio de Energía de Chile. 

Y de igual manera, otro eje estará puesta en la modernización de la operación del sistema eléctrico, como por ejemplo a partir del ingreso de tecnología DLR (Dynamic Line Rating), que permitiría determinar la capacidad de transmisión actual de una línea aérea de transmisión que puede estar siendo subestimada por el uso de la metodología convencional de capacidad estática de líneas. 

“Para ello, el CEN ya definió una primera etapa con la selección de las siguientes líneas: 

Tramo 2×220 kV Ciruelos – Cautín: Línea con altas congestiones debido a la generación eólica en la zona sur. Las congestiones se aprecian incluso al desarrollarse el proyecto de cambio de conductor que se encuentra en curso. 
Tramo 2×220 kV Andes – Likanantai: Línea con altas congestiones durante horas del día debido a la generación solar en la zona norte. 
Tramo 2×500 kV Lo Aguirre – Polpaico: La Línea presenta congestiones en escenarios de déficit de generación hídrica lo que obliga a importar energía térmica desde el centro-norte.
Tramo 2×220 kV Rapel – Alto Melipilla: Línea con congestiones debido al desarrollo de generación renovable en la zona costera de la región Libertador Bernardo O’Higgins”.

Repercusión en el sector renovable

El documento no tardó en despertar la reacción de la industria energética del país, y a lo largo de diversas plataformas y redes sociales se observaron ciertas críticas por el “bajo impacto” de tales propuestas. 

“Fue un título demasiado ambicioso para lo que se pretende”, “son medidas insuficientes y no solucionan los problemas del corto plazo” y que “no tienen el peso requerido en la actualidad”, fueron algunos de los comentarios que le llegaron a Energía Estratégica a lo largo de las primeras horas de la publicación de dicha agenda. 

La entrada Gobierno de Chile presentó su agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía renovable variable representa casi un 20% de la capacidad instalada en Panamá. Entre ellas se destaca la solar fotovoltaica que ya tiene operativos 461.50 MW, es decir 11.59 %.

Esta tecnología con gran potencial para crecer podría dar un salto a partir del cumplimiento de los planes del gobierno en transición energética, plasmados en su agenda al 2030.

Ahora bien, desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) advierten que para lograrlo deberían empezar a licitar cuanto antes nuevas líneas de transmisión para fortalecer y expandir la infraestructura eléctrica, así como nueva generación para el suministro a largo plazo.

En el marco del megaevento de Future Energy Summit,  Federico Fernandez, presidente de CAPES, se refirió a estos temas de interés para la industria fotovoltaica.

¿Qué alternativas evalúan para venta de electricidad? Según precisó el referente de CAPES, el gremio solar que ya cuenta con más de 40 miembros activos afiliados, existirían 4 caminos para continuar ampliando el parque de generación renovable.

1- Autoconsumo: en este mercado el autoconsumo a partir de fuentes renovables ha registrado un buen número de adiciones en el último tiempo. Ya tiene 72.81 MW distribuidos en 2,228 clientes y está creciendo a 30% interanual.

“La apuesta más importante que hay en Panamá hoy es generación distribuida porque ahí no necesitamos que nos pongan licitaciones, ahí es el sector privado el que está haciendo lo que tiene que hacer”, aseguró Federico Fernandez.

No obstante, para el despliegue de grandes proyectos, compartió los otros tres caminos que se pueden seguir en pos de aumentar la participación de fuentes como solar fotovoltaica.

2- Licitación Pública: si bien en los últimos años ha habido licitaciones a corto plazo, la clave sería apostar a aquellas de contratación de suministro eléctrico y potencia a largo plazo para las distribuidoras. No obstante, desde 2015 no se registran este tipo de mecanismos en el país.

“Dicen que vienen nuevas licitaciones de energía a largo plazo, pero nosotros somos cautelosos. Sí, hay mucha expectativa pero nos mantenemos cautelosos de que eso suceda como debe suceder en aras de reemplazo de fuentes contaminantes”, observó Federico Fernandez, presidente de CAPES.  

3-Contratos bilaterales: de los 400 MW instalados en parques solares en Panamá hoy una buena fracción fue por PPA entre privados.

“Todo lo que ha pasado en parques o granjas eólicas y solares en estos años ha sido por PPA bilaterales entre privados, no porque haya licitaciones para la red”, consideró Fernandez. 

4- Merchant: habría lugar para continuar realizando instalaciones y vender la energía en el mercado spot.

Hoy día hay alrededor de 140 MW de licencias otorgadas para gente que estaría apostando alguno de estos últimos tres caminos.

Adicional a aquello, hay 1500 MW en licencias provisionales que siguen evaluándose. Para que ese grueso de proyectos se dé, Fernandez valoró:

“Si tenemos la buena noticia que va a haber una licitación a largo plazo entonces probablemente los mil y pico de provisionales van a bajar a definitivos para apostar a eso”.

La entrada CAPES analiza con cautela próximas licitaciones en Panamá mientras apuesta a generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

Del 26 al 28 de abril, Expo Guadalajara, México, será la sede de la exposición especializada en energía y tecnología solar, Solar + Storage Mexico 2023. El evento es una oportunidad ideal para que los expertos de la industria intercambien información y desarrollen alianzas en el sector.

JA Solar, un fabricante líder de paneles solares, exhibirá sus últimos módulos de alta eficiencia en el stand A18 durante la exposición. Los visitantes tendrán la oportunidad de reunirse con nuestros expertos, quienes les presentarán las últimas tecnologías, productos y tendencias del mercado fotovoltaico en México. Desde que ingresó al mercado en 2016, JA Solar se ha comprometido a brindar productos de alta calidad y excelentes servicios a nuestros clientes locales, promoviendo la transformación de energía verde en la región.

El destacado desempeño de JA Solar en el mercado fue reconocido por EUPD Research, que otorgó a la empresa el sello Top Brand PV 2022 en el mercado mexicano. Los datos aduaneros de China también muestran que los módulos de JA Solar representaron alrededor del 15 % de todos los módulos enviados a México desde China en 2022, lo que demuestra la alta competitividad de los productos y servicios de la empresa en el mercado local.

Invitamos a todos los asistentes a Solar + Storage Mexico 2023 a visitar nuestro stand A18 y experimentar nuestros últimos productos. No pierda esta oportunidad de conocer las tecnologías y soluciones fotovoltaicas de vanguardia que ofrecemos.

La entrada JA Solar confirma su participación en Solar + Storage México 2023 se publicó primero en Energía Estratégica.

Del 26 al 28 de abril, Expo Guadalajara, México, será la sede de la exposición especializada en energía y tecnología solar, Solar + Storage Mexico 2023. El evento es una oportunidad ideal para que los expertos de la industria intercambien información y desarrollen alianzas en el sector.

JA Solar, un fabricante líder de paneles solares, exhibirá sus últimos módulos de alta eficiencia en el stand A18 durante la exposición. Los visitantes tendrán la oportunidad de reunirse con nuestros expertos, quienes les presentarán las últimas tecnologías, productos y tendencias del mercado fotovoltaico en México. Desde que ingresó al mercado en 2016, JA Solar se ha comprometido a brindar productos de alta calidad y excelentes servicios a nuestros clientes locales, promoviendo la transformación de energía verde en la región.

El destacado desempeño de JA Solar en el mercado fue reconocido por EUPD Research, que otorgó a la empresa el sello Top Brand PV 2022 en el mercado mexicano. Los datos aduaneros de China también muestran que los módulos de JA Solar representaron alrededor del 15 % de todos los módulos enviados a México desde China en 2022, lo que demuestra la alta competitividad de los productos y servicios de la empresa en el mercado local.

Invitamos a todos los asistentes a Solar + Storage Mexico 2023 a visitar nuestro stand A18 y experimentar nuestros últimos productos. No pierda esta oportunidad de conocer las tecnologías y soluciones fotovoltaicas de vanguardia que ofrecemos.

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Del 26 al 28 de abril, Expo Guadalajara, México, será la sede de la exposición especializada en energía y tecnología solar, Solar + Storage Mexico 2023. El evento es una oportunidad ideal para que los expertos de la industria intercambien información y desarrollen alianzas en el sector.

JA Solar, un fabricante líder de paneles solares, exhibirá sus últimos módulos de alta eficiencia en el stand A18 durante la exposición. Los visitantes tendrán la oportunidad de reunirse con nuestros expertos, quienes les presentarán las últimas tecnologías, productos y tendencias del mercado fotovoltaico en México. Desde que ingresó al mercado en 2016, JA Solar se ha comprometido a brindar productos de alta calidad y excelentes servicios a nuestros clientes locales, promoviendo la transformación de energía verde en la región.

El destacado desempeño de JA Solar en el mercado fue reconocido por EUPD Research, que otorgó a la empresa el sello Top Brand PV 2022 en el mercado mexicano. Los datos aduaneros de China también muestran que los módulos de JA Solar representaron alrededor del 15 % de todos los módulos enviados a México desde China en 2022, lo que demuestra la alta competitividad de los productos y servicios de la empresa en el mercado local.

Invitamos a todos los asistentes a Solar + Storage Mexico 2023 a visitar nuestro stand A18 y experimentar nuestros últimos productos. No pierda esta oportunidad de conocer las tecnologías y soluciones fotovoltaicas de vanguardia que ofrecemos.

La entrada JA Solar confirma su participación en Solar + Storage México 2023 se publicó primero en Energía Estratégica.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

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La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

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La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

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La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

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La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

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La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

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La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

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La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

La entrada CNE emitió Resolución Exenta que elimina compensación tipo B del impuesto verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°149, mediante la cual dejó sin efecto la Resolución N° 52, del 31 de enero de 2018, que complementa y modifica la Resolución N°659 de 2017, que establece disposiciones técnicas para la implementación del artículo 8° de la Ley N°20.780.

Con esta medida, que se materializará con su publicación en el Diario Oficial, el organismo regulador procedió a plasmar la primera de las acciones de la “Agenda inicial para un segundo tiempo de la transición energética”, dada a conocer este lunes por el Ministerio de Energía, lo que permitirá eliminar el sistema de compensación tipo B del impuesto verde a las emisiones de gases contaminantes, mitigando los riesgos a los suministradores de energía, entre los cuales se encuentran aquellos que generan en base a tecnologías renovables no contaminantes.

La resolución emitida ayer por la Comisión considera que, durante el último período analizado, la aplicación de la metodología de Compensación B, contemplada en la resolución dejada sin efecto, “ha generado resultados que no permiten entregar señales económicas adecuadas para el despliegue intensivo de energías renovables que requiere el proceso de transición energética y la consecuente reducción de emisiones de gases contaminantes”.

Adicionalmente, el acto administrativo expone que “frente a este diagnóstico, esta Comisión estima que, una correcta asignación del pago del impuesto a las emisiones requiere alojar éste, mayoritariamente, en aquellos responsables de las emisiones, circunscribiendo el pago de compensaciones, por parte de los agentes del mercado eléctrico, sólo a aquel monto indispensable para evitar pérdidas operacionales derivadas de la instrucción de generación por parte del Coordinador”, se indica en el acto administrativo.

Asimismo, se establece que la modificación será aplicable a partir de la elaboración de los Balances de Compensaciones que el Coordinador Eléctrico Nacional deberá publicar en 2024, con el objetivo de realizar los cálculos para determinar las compensaciones por pago del impuesto a las emisiones asociadas a la operación de las empresas generadoras durante todo el año 2023.

Impactos

La medida fue destacada por Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE: “Con la publicación de la Resolución N°149, junto con cumplir el objetivo de transitar hacia una matriz energética limpia, se cumple con lo dispuesto en la Agenda del Ministerio de Energía, específicamente en lo que se refiere a los ajustes de sistema de compensación de impuestos verdes, para disminuir los pagos laterales en los que incurren las empresas generadoras, especialmente de energías renovables, lo que también busca generar un impacto positivo en clientes, principalmente libres, si sus contratos permiten traspasar la disminución de estos costos”.

La autoridad sectorial respaldó el positivo impacto de esta medida contenida en la Agenda, en cuanto a que la eliminación de la Compensación B “permitirá focalizarse en quiénes son los responsables de las emisiones, favoreciendo a aquellos generadores que cuentan con centrales que efectivamente no generan emisiones en el Sistema Eléctrico Nacional, las cuales el año 2022 pagaron un total de $3.083 millones, lo cual se reduciría a $13,5 millones en dichas condiciones, disminuyendo en un 99,6% el pago de sus compensaciones en este concepto, como bien se indica en la Agenda elaborada por el Ministerio de Energía”.

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El Gobierno de Colombia, a través de dos borradores de resolución publicados para comentarios, puso a consideración de la ciudadanía una nueva visión sobre los criterios de priorización para la ampliación de cobertura de la energía eléctrica en el país.

Los cambios en los criterios de priorización del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI) -VER- y el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER) -VER-, buscan darle la relevancia merecida a los territorios que han sido tradicionalmente afectados por el conflicto armado, incluir la perspectiva étnica y considerar los municipios con mayores necesidades.

Los fondos FAER y FAZNI, creados en los años 2002 y 2000, facilitan la ampliación de la cobertura de energía eléctrica a través de la extensión de redes conectando a nuevos usuarios al Sistema Interconectado Nacional (SIN), o a través de proyectos de generación con fuentes renovables no convencionales, microredes y soluciones individuales.

Los nuevos lineamientos son claves para lograr el objetivo del Gobierno del presidente Gustavo Petro y la vicepresidenta Francia Márquez de democratizar la energía eléctrica y cerrar las brechas sociales y económicas para los colombianos históricamente excluidos.

Con los cambios propuestos el Gobierno Nacional asegura que los principios de justicia en la asignación de fondos permitan cambiar la vida de las personas, priorizando no solo criterios económicos sino también de equidad social.

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El Gobierno de Colombia, a través de dos borradores de resolución publicados para comentarios, puso a consideración de la ciudadanía una nueva visión sobre los criterios de priorización para la ampliación de cobertura de la energía eléctrica en el país.

Los cambios en los criterios de priorización del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI) -VER- y el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER) -VER-, buscan darle la relevancia merecida a los territorios que han sido tradicionalmente afectados por el conflicto armado, incluir la perspectiva étnica y considerar los municipios con mayores necesidades.

Los fondos FAER y FAZNI, creados en los años 2002 y 2000, facilitan la ampliación de la cobertura de energía eléctrica a través de la extensión de redes conectando a nuevos usuarios al Sistema Interconectado Nacional (SIN), o a través de proyectos de generación con fuentes renovables no convencionales, microredes y soluciones individuales.

Los nuevos lineamientos son claves para lograr el objetivo del Gobierno del presidente Gustavo Petro y la vicepresidenta Francia Márquez de democratizar la energía eléctrica y cerrar las brechas sociales y económicas para los colombianos históricamente excluidos.

Con los cambios propuestos el Gobierno Nacional asegura que los principios de justicia en la asignación de fondos permitan cambiar la vida de las personas, priorizando no solo criterios económicos sino también de equidad social.

La entrada Colombia impulsa cambios en las resoluciones de fondos para la ampliación de la cobertura eléctrica se publicó primero en Energía Estratégica.

El Gobierno de Colombia, a través de dos borradores de resolución publicados para comentarios, puso a consideración de la ciudadanía una nueva visión sobre los criterios de priorización para la ampliación de cobertura de la energía eléctrica en el país.

Los cambios en los criterios de priorización del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas (FAZNI) -VER- y el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER) -VER-, buscan darle la relevancia merecida a los territorios que han sido tradicionalmente afectados por el conflicto armado, incluir la perspectiva étnica y considerar los municipios con mayores necesidades.

Los fondos FAER y FAZNI, creados en los años 2002 y 2000, facilitan la ampliación de la cobertura de energía eléctrica a través de la extensión de redes conectando a nuevos usuarios al Sistema Interconectado Nacional (SIN), o a través de proyectos de generación con fuentes renovables no convencionales, microredes y soluciones individuales.

Los nuevos lineamientos son claves para lograr el objetivo del Gobierno del presidente Gustavo Petro y la vicepresidenta Francia Márquez de democratizar la energía eléctrica y cerrar las brechas sociales y económicas para los colombianos históricamente excluidos.

Con los cambios propuestos el Gobierno Nacional asegura que los principios de justicia en la asignación de fondos permitan cambiar la vida de las personas, priorizando no solo criterios económicos sino también de equidad social.

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Sungrow Colombia lanza este jueves 20 de abril el primer “Sungrow Summit Colombia”, “un espacio para conocer las últimas tendencias y soluciones en energía renovables y networking, con varios actores del sector incluido tus clientes”, invitan desde la compañía.

Se trata de un evento (sin costo y con cupos limitados) donde Sungrow dará a conocer sus equipos y soluciones en materia de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía a gran escala que están ofreciendo para el mercado Latinoamericano.

La jornada, que contará con un almuerzo y cocktail de cierre con música en vivo, se desarrollará este jueves a las 12:00 horas, en el Hotel Double Tree by Hilton Parque 93 – Cra 11B #96-59 -, Salón Gran Emblema, Bogota, Colombia.

Para registrarse hay que completar este formulario: https://forms.gle/frSvEwnaTKWCjRfy7

“Como parte del apoyo a la transición energética en Colombia, la compañía N°1 en fabricación de Inversores en el mundo y primera en posicionamiento de marca en Latino América tiene el gusto de invitar a clientes y amigos del sector, al Sungrow Summit Colombia que se realizará el próximo 20 de abril en la ciudad de Bogotá”, informan desde la compañía.

Y aseguran: “este evento reunirá a los actores más importantes del sector en el país. La compañía presentará las novedades en materia de Inversores Solares y para Almacenamiento, junto con sus soluciones de baterías a gran escala”.

Sobre Sungrow

Sungrow Power Supply Co., Ltd (“Sungrow”) es la marca de inversores más bankable del mercado con más de 340 GW instalados en todo el mundo.

Fundada en 1997, por el profesor Cao Renxian, docente en la Universidad Tecnológica de Hefei; Sungrow es líder en investigación y desarrollo de inversores solares, con el equipo de I+D más grande de la industria y un amplio portfolio de productos.

Ofrecemos soluciones de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía para aplicaciones utility, comerciales y residenciales.

También ofrecemos soluciones para la carga de vehículos eléctricos, sistemas de producción de hidrogeno verde y soluciones para plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente.

Con una sólida trayectoria de 26 años en el sector fotovoltaico, Sungrow ha conseguido instalar sus inversores en más de 150 países.

Como líder en innovación de la industria solar, Sungrow posee un gran y dinámico equipo de I+D compuesto por un 40% del personal de la empresa. Dado el gran volumen de producción, la compañía ha invertido en su propio banco de pruebas interno que ha sido certificado por entidades como UL, CSA, TÜV Rheinland y TÚV SÜD.

En 2019, Sungrow inicio la construcción de la mayor fábrica de inversores del mundo. La capacidad de producción anual de Sungrow alcanza los 305 GW.

La amplia gama de soluciones y servicios ofertados por Sungrow reafirma su compromiso con la generación de energía limpia, renovable y accesible para todo el mundo, además de su esfuerzo constante por convertirse en líder mundial tecnología de conversión de energía limpia.

La entrada Sungrow presentará sus últimos productos para Latinoamérica en un evento exclusivo en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

Sungrow Colombia lanza este jueves 20 de abril el primer “Sungrow Summit Colombia”, “un espacio para conocer las últimas tendencias y soluciones en energía renovables y networking, con varios actores del sector incluido tus clientes”, invitan desde la compañía.

Se trata de un evento (sin costo y con cupos limitados) donde Sungrow dará a conocer sus equipos y soluciones en materia de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía a gran escala que están ofreciendo para el mercado Latinoamericano.

La jornada, que contará con un almuerzo y cocktail de cierre con música en vivo, se desarrollará este jueves a las 12:00 horas, en el Hotel Double Tree by Hilton Parque 93 – Cra 11B #96-59 -, Salón Gran Emblema, Bogota, Colombia.

Para registrarse hay que completar este formulario: https://forms.gle/frSvEwnaTKWCjRfy7

“Como parte del apoyo a la transición energética en Colombia, la compañía N°1 en fabricación de Inversores en el mundo y primera en posicionamiento de marca en Latino América tiene el gusto de invitar a clientes y amigos del sector, al Sungrow Summit Colombia que se realizará el próximo 20 de abril en la ciudad de Bogotá”, informan desde la compañía.

Y aseguran: “este evento reunirá a los actores más importantes del sector en el país. La compañía presentará las novedades en materia de Inversores Solares y para Almacenamiento, junto con sus soluciones de baterías a gran escala”.

Sobre Sungrow

Sungrow Power Supply Co., Ltd (“Sungrow”) es la marca de inversores más bankable del mercado con más de 340 GW instalados en todo el mundo.

Fundada en 1997, por el profesor Cao Renxian, docente en la Universidad Tecnológica de Hefei; Sungrow es líder en investigación y desarrollo de inversores solares, con el equipo de I+D más grande de la industria y un amplio portfolio de productos.

Ofrecemos soluciones de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía para aplicaciones utility, comerciales y residenciales.

También ofrecemos soluciones para la carga de vehículos eléctricos, sistemas de producción de hidrogeno verde y soluciones para plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente.

Con una sólida trayectoria de 26 años en el sector fotovoltaico, Sungrow ha conseguido instalar sus inversores en más de 150 países.

Como líder en innovación de la industria solar, Sungrow posee un gran y dinámico equipo de I+D compuesto por un 40% del personal de la empresa. Dado el gran volumen de producción, la compañía ha invertido en su propio banco de pruebas interno que ha sido certificado por entidades como UL, CSA, TÜV Rheinland y TÚV SÜD.

En 2019, Sungrow inicio la construcción de la mayor fábrica de inversores del mundo. La capacidad de producción anual de Sungrow alcanza los 305 GW.

La amplia gama de soluciones y servicios ofertados por Sungrow reafirma su compromiso con la generación de energía limpia, renovable y accesible para todo el mundo, además de su esfuerzo constante por convertirse en líder mundial tecnología de conversión de energía limpia.

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