Analizan los desafíos de Chile para ser país atractivo en inversiones de proyectos energéticos

Dos jornadas completas en Santiago, además de un evento en Concepción y otro en Antofagasta fue lo que la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G), organizó para celebrar sus 20 años. La empresa internacional Atlas Renewable Energy, histórico colaborador del gremio, quiso ser parte del aniversario participando en todas las instancias disponibles de discusión técnica y vinculación con la ciudadanía.

En este contexto, Atlas organizó -con gran convocatoria y éxito- un side event denominado: “¿Sigue siendo Chile un país atractivo para invertir en energías limpias? Proyecciones sobre el financiamiento de los PPA ‘s regulados y los sistemas de almacenamiento”, el cual contó con una charla introductoria del general manager en Chile de Atlas, Alfredo Solar, para luego dar paso a un panel de expertos y expertas, moderado por Patricia Darez, country manager de Vector Renewables, donde participaron Myriam Barahona, socia en Morales y Besa; José Miguel Bustamante, socio en Carey; Stanislaw Malek, Senior Vice President de DNB; y Christian Thomsen, Commercial Director en Atlas Renewable Energy, como panelistas.

Alfredo Solar, general manager de Atlas Renewable Energy Chile, realizó una charla introductoria poniendo sobre la mesa el escenario que enfrentan los PPA`s regulados en Chile, en el marco de los altos costos sistémicos, junto a los problemas de vertimientos y desacoples que desafía al sector. En ese contexto, reforzó que el panorama futuro de los contratos regulados es incierto.

El atractivo de Chile para los inversionistas es una de las preocupación del ejecutivo, quien agregó que “tenemos claro que no habrá nuevos proyectos con combustibles fósiles, el presente y futuro es renovable, pero lo importante es tener claro cómo van a financiarse las energías renovables en los años que vienen, como también implementar las regulaciones necesarias para atraer la atención de los inversionistas y que tengan mayores certezas para que los proyectos energéticos próximos, especialmente los sistemas de almacenamiento, cuenten con financiamiento para que se desarrollen al ritmo que se requiere. Lo clave es contar con contratos estables para que la banca tenga la confianza de financiar nuevamente proyectos energéticos”, concluyó.

Con casi 200 asistentes desplegados en el salón plenario de Centro Parque, el panel discutió y proyectó los principales desafíos para lograr que Chile se mantenga como un país atractivo para invertir en proyectos energéticos, específicamente en sistemas de almacenamiento, basados en la experiencia del desarrollo de las energías renovables, el cual fue un éxito gracias a la robustez regulatoria de Chile.

A modo de contexto, el proceso de Licitación de Suministro 2015/01, con la apertura de los bloques horarios, marcó un hito para Chile, siendo la puerta de entrada para las Energías Renovables No Convencionales, comenzando así una nueva era para la transición energética del país, habilitando el desarrollo de una alta cantidad de proyectos ERNC, junto con ampliar el número de actores y así también la competencia. La apertura de las renovables se basó en el atractivo que tenía Chile en términos de inversión, por su gran cantidad de recursos, pero también por la certidumbre regulatoria que ofrecía el país.

Casi una década después, el escenario es diferente. Tras una acelerada penetración de estas tecnologías en la matriz energética, ha quedado en evidencia la falta de infraestructura de transmisión que -entre otros factores- está generando desacoples y vertimientos que tienen a la industria en un complejo escenario y donde el ingreso acelerado del almacenamiento de energía toma especial relevancia como parte de la solución.

Desde la mirada del financiamiento, Stanislaw Malek, Senior Vice President de DNB, destacó que la banca mantiene un fuerte interés en financiar las tecnologías de la transición energética, pero se requiere de algunos cambios regulatorios en muy corto tiempo que deben trabajarse. “Desde la banca sí hay un interés para invertir en sistemas de almacenamiento, pero hay temas regulatorios, -como lo son los pagos por capacidad- que se deben aclarar para tener proyecciones más efectivas. Todavía existe incertidumbre regulatoria en nuestra visión, que no está resuelta, y por eso estamos un poco en modo de espera”, señaló Malek.

José Miguel Bustamante, socio en Carey, hizo hincapié en cómo están establecidos actualmente los contratos, señalando que “creo que la injerencia de la autoridad política en este tipo de contratos no hace bien, y lo hemos visto en el último tiempo con cambios y retrasos de proyectos, por circunstancias completamente ajenas al desarrollador, fuera de su control, que pueden llevar al descalabro de la compañía”.

Por su parte, la también abogada Myriam Barahona, socia en Morales y Besa, entregó su mirada como asesora de la banca para el financiamiento de proyectos, agregando que “acá hay una regulación que mezcla la libertad de terminar los contratos cuando alguien quiera pedirte permiso, que termina paralizando proyectos que sí necesitan una cierta flexibilidad, y en la cual no tienes un interlocutor claro”.

Finalmente, Christian Thomsen, Commercial Director en Atlas Renewable Energy, cerró el panel poniendo el foco en las proyecciones del almacenamiento de energía, destacando que “creo que coincidimos en que esta tecnología es clave para continuar potenciando la penetración renovable, como también estamos alineados en la necesidad de definir algunos temas pendientes desde el punto de vista regulatorio. Independiente de eso, creo que las empresas están comprometidas en ir avanzando en este camino. Particularmente, en Atlas tenemos una proyección de ampliar nuestra capacidad instalada en Chile en a lo menos 1 GW y eso considera diversificar nuestro portafolio también con sistemas de almacenamiento”.

Atlas presente en todas las instancias de la celebración de Acera

Atlas Renewable Energy ha sido un gran aliado para Acera a lo largo de los años, especialmente considerando que Alfredo Solar, general manager en Chile, fue presidente del gremio renovable durante siete años y, tras eso, se ha mantenido en su directorio hasta la actualidad. Es por esto, y su compromiso con la transición hacia el uso de energías renovables, que Atlas fue parte activa de todos los espacios disponibles dentro de las dos jornadas de celebración.

El Encuentro Anual de Acera contó con un Congreso y Zona de Exhibición, con foco en la atracción de nuevos talentos, para motivar a sumarse al desafío de la transición energética. Atlas estuvo presente en ambas instancias. «Almacenamiento y Flexibilidad en el Sistema Eléctrico: quién, cómo, cuánto y cuándo», se tituló el bloque de conversación, moderado por Fernanda Varela, directora ejecutiva de la agencia Pólux Comunicaciones, donde Alfredo Solar presentó su visión sobre el futuro y requerimientos del almacenamiento de energía en Chile, compartiendo el panel con Johanna Monteiro, jefa de mercados eléctricos del Ministerio de Energía; Daniel Rosende, country manager en SMA; Alba Martínez, gerente de transición energética en Anabática Renovables; y Francisco Valencia, asuntos regulatorios en Acciona.

De la misma manera, la compañía puso especial dedicación en presentar un stand de primer nivel, liderado por el área de reclutamiento de Atlas, para atraer la atención y acercar a las nuevas generaciones presentes en la feria laboral – donde participaron más de 500 personas durante las dos jornadas de duración del evento-, para que se sumen a este proceso de cambio, reforzando el compromiso de Atlas de continuar trabajando colaborativamente por un futuro 100% renovable.

Centro de Desarrollo Energético U. de Antofagasta destaca sus soluciones tecnológicas en energía solar

Una tecnología desarrollada y probada en otras condiciones climáticas, no puede rendir lo mismo en los climas áridos, como, por ejemplo, el Desierto de Atacama. De esa premisa se desprende el 80% del trabajo que realizan los investigadores y profesionales del Centro de Desarrollo Energético de la Universidad de Antofagasta, CDEA.

“Además de crear nuevas tecnologías para el futuro de la energía solar o el almacenamiento térmico, adaptamos y medimos en nuestros laboratorios y en la Plataforma Solar del Desierto de Atacama, PSDA, lo que ya existe, pero bajo las condiciones de funcionamiento real en zonas áridas o hiperáridas, que es precisamente donde se ubican las áreas de mayor radiación solar”.

Así describe el director del CDEA, doctor Edward Fuentealba Vidal, el trabajo de este centro formado hace 13 años y que hasta la fecha ha desarrollado múltiples proyectos de investigación y vinculación en el área de la energía solar, almacenamiento térmico, hidrógeno verde, reutilización de paneles solares, entre otras.

Otro aspecto importante que destaca el doctor Fuentealba es el aporte a la generación del conocimiento, alcanzado mediante la captura, procesamiento y análisis de datos e información sobre el funcionamiento de diversas tecnologías en ambientes reales, como en la Plataforma Solar del Desierto de Atacama, PSDA, situada en el salar de Yungay 90 kilómetros al sureste de Antofagasta.

“Estos datos son fundamentales para corregir o mejorar procesos industriales de generación solar. Está área la desarrollamos también en la planta industrial y de investigación Lalcktur, ubicada a 60 kilómetros al este de Antofagasta y que administramos junto al consorcio tecnológico Atamostec”, señala el investigador.

Laboratorio de Sales

En 2022, el CDEA patentó un proceso para tratar las sales fundidas utilizadas en las plantas de almacenamiento térmico y, junto con eso, sus investigadores generaron nuevas mezclas de sales, las que, al fundirse, retienen una mayor cantidad de energía y, por lo tanto, incrementan la generación de energía de los sistemas.

Además, patentó reciamente un nuevo concentrador Fresnel que permite la generación de calor de procesos y/o complemento a generación eléctrica. Esta patente se trabajó de manera conjunta con la Plataforma Solar de Armería en España.

“Nuestros avances abordan diferentes áreas del desarrollo solar, sin embargo, nos destacamos en la innovación generada al testear en condiciones desérticas de alta radiación las tecnologías creadas por empresas extrajeras, lo cual constituye un gran desafío para procurar soluciones tecnológicas”, explica el director del CDEA.

Colombia presenta plan de US$18.000mn para expansión de generación

Colombia necesitará al menos US$18.000 millones en inversiones para garantizar el suministro eléctrico durante los próximos 15 años, según el borrador de un plan de expansión de la generación que ideó el Ministerio de Minas y Energía.

En el mejor de los casos, que supone la finalización oportuna del proyecto de 2,4GW Hidroituango y de la línea de transmisión de 500kV Colectora, el país andino requeriría más de 10GW de potencia nueva, de acuerdo con el informe.

La cifra incluiría 4,7GW adicionales de energía eólica, 2,5GW solar, 1,9GW hidroeléctricos y 1GW de energía a gas. La inversión total rondaría los US$18.000 millones, o US$1,8 millones por megavatio.

En un escenario que considere nuevos retrasos en Hidroituango, Colombia tendría que desarrollar proyectos de generación adicionales por un total de 11,8GW: 6,0GW de energía eólica, 4,2GW solares, 0,8GW hidroeléctricos y 0,8GW a gas. La inversión se acercaría a los US$20.500 millones.

Un tercer escenario que contempla retrasos continuos en Hidroituango y Colectora, además de un impuesto al carbono para las generadoras que utilizan combustibles fósiles, llevaría a Colombia a necesitar casi 14GW de nueva capacidad.

Esto incluiría 6,5GW de energía solar, 6GW eólicos, 0,7GW hidroeléctricos y 0,6GW de energía a gas. La inversión en ese escenario se calcula en US$24.000 millones.

En su conclusión, el ministerio dice que el informe muestra la necesidad de «adoptar medidas» para evitar un suministro deficitario de electricidad para septiembre u octubre de 2028. También advirtió sobre el impacto de los retrasos de los proyectos sobre el costo marginal de la expansión de la capacidad.

Según el documento, un impuesto al carbono sobre las generadoras a carbón, por implementarse de forma gradual entre 2025 y 2028, no dejaría obsoleta la fuente energética.

«Aunque la aplicación del impuesto aumenta los costos de operación asociados al carbón, frente al gas natural siguen siendo menores», indica el documento. «Este comportamiento es producto del modelo de optimización, pues garantiza la atención de la demanda al mínimo costo posible».

De acuerdo con las últimas cifras publicadas por el operador de la red eléctrica y coordinador del mercado eléctrico mayorista XM, la capacidad instalada de Colombia asciende a 19,9GW, de los cuales el 66% es hidroeléctrica, un 31% térmica y menos del 2% es renovable no convencional.

Una versión preliminar del plan de expansión de la generación para el período 2023-2037, que puede consultarse aquí, estará disponible para formular comentarios hasta el 16 de noviembre.

Colombia y Perú suministran energía a Ecuador por crisis energética

Colombia y Perú suministran energía eléctrica a Ecuador, en el contexto de una crisis energética en ese país como consecuencia de una sequía que afecta la producción hídrica, según reportó el presidente ecuatoriano, Guillermo Lasso.

El mandatario ecuatoriano señaló en su cuenta oficial de X (ex Twitter) que “desde el martes el país recibe de Perú entre 30 y 35 MW diarios hasta un máximo de 50 MW, que es la capacidad de la red de transmisión”. Asimismo, indicó que Colombia, por su parte suministra entre 350 a 450 MW.

Desde el 26 de octubre, comenzó en Ecuador un programa de racionamiento de electricidad hasta por cuatro horas diarias ante el déficit provocado por los bajos caudales de los ríos que alimentan a varias centrales hidroeléctricas, informó la agencia AFP.

Se trata de “bajos caudales en los ríos de la zona amazónica, donde están la mayoría de las hidroeléctricas”, a lo que se suma un “retraso en la llegada de la temporada de lluvias por el impacto del fenómeno de El Niño”.

Esta situación deriva en una crisis energética que “ya deja pérdidas por unos 400 millones de dólares en el sector comercial del país”, según la Cámara de Comercio de Quito

A la gasolina corriente de Colombia todavía le quedan dos subidas más

El precio de la gasolina en Colombia, con el alza decretada para el mes de noviembre, quedó en el promedio nacional con un valor del orden de los $14.564, luego de los $600 que subió para seguir quitándole peso al déficit del fondo que subsidia a los combustibles en el país.

De acuerdo con el gobierno del presidente Petro, las alzas deben continuar pues el peso fiscal que representó la medida tomada en el gobierno del expresidente Iván Duque es una de las urgencias más inmediatas del país.

De hecho, el mismo Ricardo Bonilla, ministro de Hacienda de Colombia, ha sentenciado que cerrar esa brecha con el valor internacional es el reto macroeconómico más complejo del país, de allí la urgencia de mantener el alza en el precio de la gasolina.

Sobre todo cuando, de acuerdo con Bonilla, el déficit ya se comió lo que iba a recaudar la reforma tributaria aprobada por el Congreso de la República durante el año pasado.

Así, la idea del gobierno del presidente Petro es que, de momento, Colombia vea otras dos alzas en el precio de la gasolina.

¿Qué tanto va a subir el precio de la gasolina en Colombia?

Respecto a los niveles sobre los que podrían ser esos incrementos, desde mediados de año el ministro Bonilla asevera que cada alza, por mes que hace falta en las cuentas del gobierno, corresponde a un incremento mensual del orden de los $600.

Es decir que, para inicios del año entrante, la gasolina corriente en Colombia valdría $1.200 más y esto llevaría a que el precio promedio se acerque a los $15.760, siendo el nivel al que estima el gobierno se saneará esa parte del déficit en el subsidio a los combustibles.

Por cuenta de esto último, la inflación en Colombia no ha podido ver una desaceleración mucho más en firme que pueda llevar a que el nivel de precios en el país se parezca más a lo que están viendo algunos pares regionales.

El tema está en que el incremento en el precio de los combustibles seguirá el año entrante.

Ahora pasa a manos del gobierno el estudio que dé cuenta del incremento del ACPM, que se ha mantenido congelado para no ponerles más presión a los transportadores del país y una eventual transmisión al bolsillo de los hogares colombianos.

Así cambiaría el predial en Colombia con proyecto del gobierno Petro; podría subir hasta 300 %

El ministro de Hacienda, Ricardo Bonilla y la ministra de Agricultura de Colombia, Jhenifer Mojica, radicaron un proyecto de ley en el Congreso de la República que busca imponer límites en los aumentos que pagarían los dueños de bienes y terrenos por el impuesto predial.

Desde el Gobierno Petro se está buscando establecer límites para los aumentos que se han venido dando en algunos municipios y ciudades del país para el pago del impuesto predial.

Como antecedente, los concejos y alcaldías de varios municipios de Colombia tomaron decisiones de aumentos desmedidos para los dueños de bienes y terrenos debido a la mala interpretación o cálculos débiles con base en dos leyes que rigen el tema: la Ley 44 de 1990 y el artículo 23 de la Ley 1450 de 2011.

Uno de esos casos se presentó en el municipio de Choachí, Cundinamarca, en donde hay casos de aumentos de hasta 2.500 % debido a la desactualización de los avalúos catastrales.

En la exposición de motivos, los ministros explicaron que esa mala práctica de los mandatarios regionales está llevando a la violación de los topes máximos para el aumento del impuesto predial que pagan los colombianos.

¿Subirá el predial para los dueños de bienes y predios con proyecto de gobierno Petro?
El texto radicado en el Congreso por parte de los ministros del presidente Gustavo Petro deja abierta la puerta para que haya incrementos de hasta 300 % en algunos de los predios.

Ese aumento se definirá en si el predio es urbano o rural, en cuál es su vocación de uso (ya sea habitacional, institucional, agropecuaria o comercial), así como su avalúo catastral.

Dentro del texto del proyecto de ley se detallan todos los topes de esos aumentos en el impuesto predial unificado que inician en:

– Aumento de hasta el 50 % en el predial frente al año inmediatamente anterior para bienes que tengan un avalúo catastral menor o igual a 135 salarios mínimos mensuales legales vigentes (SMMLV), es decir, que ese avalúo sea máximo de $156.600.000.

Aumento de hasta el 150 % en el predial frente al año inmediatamente anterior para bienes y predios que tengan un avalúo catastral entre 250 SMMLV y 350 SMMLV. Es decir, precios con avalúo entre $290.000.000 y $406.000.000.

– Aumento de hasta el 200 % en el predial frente al año inmediatamente anterior para bienes y predios con avalúos entre 350 SMMLV y 500 SMMLV. Es decir, bienes con avalúo entre $406.000.000 y $580.000.000.

– Aumento de hasta el 300 % en el predial frente al año inmediatamente anterior para bienes y predios con avalúos sea superior a los 500 SMMLV. Es decir, con un avalúo superior a $580.000.000.

México es el único país de la OCDE y el G-20 sin fecha para el net zero

El próximo 30 de noviembre inicia la Conferencia de las Partes 28 (COP-28), que se realizará en Dubai y México será el único país de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE) y del Grupo de los 20 (G-20) que llegue a la reunión sin una fecha definida para alcanzar la neutralidad en emisiones de carbono, según el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).

De acuerdo con la Ruta de Emisiones Netas Cero para México 2050 desde la Sociedad Civil, elaborado por Iniciativa Climática de México (ICM), la economía nacional es altamente vulnerable a los impactos del cambio climático, especialmente para las personas en situación de pobreza.

Uno de los sectores más complejos para impulsar la descarbonización es el petrolero. Para corregir esta situación, ICM plantea cinco medidas que en conjunto reducirían 36 por ciento las emisiones de dióxido de carbono hacia 2060.

Medidas
Entre las medidas para reducir la huella de carbono del sector petróleo y gas, ICM recomendó la implementación de quemadores eficientes en campos de producción de crudo para reducir el venteo de gas.

En segundo término, sugirió implementar la cogeneración en las refinerías de Tula, Cadereyta, Salina Cruz y Minatitlán, así como en el centro procesador de gas Cactus.

Además, se debe implementar la instalación de plataforma de compresión en el activo Ku Maloob Zaap para reducir la quema de venteo y gas, los cuales generan 54 por ciento de las emisiones de Petróleos Mexicanos.

La plataforma deberá instalarse en 2027, y funcionará hasta el final de la vida útil del activo en 2044.

En cuarto término, se propone la instalación de plantas de eliminación de nitrógeno en el campo Akal y sustituirla por el aprovechamiento de gas, lo cual evitará la quema y venteo de este combustible.

Finalmente, la organización sugirió sustituir de manera paulatina el uso de gas por sistemas neumáticos de aire comprimido en dispositivos de control de procesos, como válvulas y actuadores, con el fin de evitar emisiones fugitivas de metano en plataformas marinas, campos terrestres, estaciones de compresión y centros procesadores de gas.

IED de México repunta 30%; en minería prácticamente se duplica

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IED de México repunta 30%; en minería prácticamente se duplica
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Publicado: jueves, 09 noviembre, 2023
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Nearshoring

Inversión Privada

Economía
La inversión extranjera directa (IED) en México alcanzó US$32.936 millones en el año hasta al tercer trimestre, lo que supone un aumento de 30% frente a igual periodo de 2022, indicó la Secretaría de Economía en un comunicado.

Sin embargo, la base comparativa excluye las inversiones extraordinarias del primer semestre del año pasado por la fusión de las cadenas Televisa y Univisión y la reestructuración de la aerolínea Aeroméxico en el primer semestre de 2022. Incluidos estos dos acuerdos, que en total suman US$6.875 millones, la IED recibida entre enero y septiembre habría repuntado tan solo 3%.

“Estos resultados representan la confianza de los inversionistas para mantener, ampliar e instalar nuevas inversiones en el país”, dijo la secretaría.

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Publicado: jueves, 09 noviembre, 2023
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La inversión extranjera directa (IED) en México alcanzó US$32.936 millones en el año hasta al tercer trimestre, lo que supone un aumento de 30% frente a igual periodo de 2022, indicó la Secretaría de Economía en un comunicado.

Sin embargo, la base comparativa excluye las inversiones extraordinarias del primer semestre del año pasado por la fusión de las cadenas Televisa y Univisión y la reestructuración de la aerolínea Aeroméxico en el primer semestre de 2022. Incluidos estos dos acuerdos, que en total suman US$6.875 millones, la IED recibida entre enero y septiembre habría repuntado tan solo 3%.

“Estos resultados representan la confianza de los inversionistas para mantener, ampliar e instalar nuevas inversiones en el país”, dijo la secretaría.

Del monto total registrado entre enero y septiembre, 76% corresponde a reinversiones. Las nuevas inversiones representaron un 8% y el 16% restante, cuentas entre compañías.

Por país de origen, México tuvo como principal socio comercial a EE.UU. con el 41% de la IED. El 11% del capital provino de España, un 9% de Alemania, un 7% de Argentina, otro 7% de Japón y el resto procedió de naciones como Reino Unido, Países Bajos, Canadá, Suiza y Francia.

Por sector, el 53% de la IED correspondió al manufacturero, lo que refleja en parte los efectos del fenómeno del nearshoring con las inversiones hechas por empresas como la siderúrgica Ternium en Nuevo León.

En este rubro, el capital foráneo se dirigió principalmente a las industrias de equipamiento de transporte, metales, bebidas y tabaco, productos químicos, equipos de cómputo, equipos de generación de energía, plásticos, alimentos y maquinaria.

Los servicios financieros representaron otro 22% de la IED total, mientras que el resto correspondió a minería, alojamiento temporal, transporte, construcción, comercio al por mayor y minorista.

DESPUNTA IED EN MINERÍA

En las cifras de IED al tercer trimestre destaca el repunte alcanzado por la minería (incluido el segmento petrolero y no petrolero), que aumentó 90% hasta unos US$2.900 millones frente a los US$1.530 millones captados entre enero y septiembre del año pasado, según la secretaría. La participación del ramo también se incrementó, del 4,8% logrado en los primeros nueve meses de 2022 a 9,0%.

En el primer semestre, la minería total solo había captado US$737 millones en IED, por lo que en el tercer trimestre el ramo registró al menos US$2.163 millones, según datos oficiales.

BNamericas intentó contactar a representantes de la cámara minera Camimex, la asociación de ingenieros de minas, metalurgistas y geólogos AIMMGM y la Secretaría de Economía para entender la causa del repunte, pero al momento de publicación de este artículo no habían respondido.

Durante todo 2022, la IED en el sector minero se derrumbó 66,5% respecto de un año antes, a US$1.603 millones, según los datos preliminares. De esa cifra, la Camimex detalló en julio que el subsector de minerales metálicos recibió US$810 millones, lo que representó una caída de 71,2%, de acuerdo con las cifras de la secretaría.

COSOC Tarapacá abarca el fortaleciendo ciudadano en la Gestión Pública

Este espacio reunió a representantes de organizaciones de la sociedad civil y autoridades en una jornada de diálogo y colaboración, centrada en la exposición de los Consejeros que participaron en el Taller de Líderes, efectuado en Santiago en octubre, que impulsó el Ministerio de Energía a nivel nacional para fortalecer la formación de la ciudadanía en su involucramiento en el desarrollo energético.

Durante la sesión, los Consejeros Yasmin Zamora, Alicia Naranjo y Daniel Godoy tuvieron la oportunidad de presentar parte del programa que desarrolló la jornada formativa en Santiago y entregar su visión desde la experiencia respecto al desarrollo energético nacional y local.

Asimismo, abrir un espacio de discusión en torno a las políticas públicas, proyectos energéticos comunitarios, desafíos ambientales, y la necesidad de encontrar soluciones sostenibles para resolver las problemáticas energéticas de la comunidad.

“Durante esta nueva sesión de COSOC compartimos nuestras experiencias respecto al taller de formación de líderes energéticos a la que asistimos, donde recogimos una amplia gama de conocimientos y profesionales de la División de Participación y Diálogo del Ministerio de Energía y organismos internacionales como la CEPAL, quienes entregaron importantes temáticas en torno al desarrollo energético nacional, conocimientos que nos permite compartir hoy con el resto de los consejeros, y lo más relevante, compartir a las bases, que es nuestro rol principal como dirigentes, sobre todo a las nuevas generaciones”, explicó Daniel Godoy, Consejero y representante de la Asociación Multicultural de Pozo Almonte.

La seremi de Energía de Tarapacá, Séfora Sidgman, se refirió a la colaboración entre la sociedad social y el Estado para avanzar hacia un sector energético sostenible. “Como Gobierno reafirmamos nuestro compromiso en el fortalecimiento de la participación ciudadana y el diálogo abierto y trasparente en la toma de decisiones relacionadas con el sector energético, porque es la única forma de velar por el bienestar de los habitantes de nuestro territorio. El COSOC como espacio de colaboración es fundamental para conocer la diversidad de perspectivas y experiencias respecto a los retos actuales y futuros en el ámbito energético de Tarapacá”.

Agregó. “Cabe destacar la participación activa de nuestros consejeros en el Taller de Líderes organizado por el Ministerio de Energía en Santiago porque reafirma nuestro compromiso con el empoderamiento ciudadano que propiciamos. Este taller reunió a líderes comunitarios, representantes de juntas de vecinos, organizaciones, comunidades indígenas, entre otras, para entregarles nuevas herramientas y posteriormente puedan transferir estos conocimientos en sus espacios de representatividad y en sus territorios, como lo hicieron nuestros consejeros durante esta sesión”.

Por su parte, la Rectora de Santo Tomás Sede Iquique, Dra. Elsa Echeverría, señaló, “para nuestra institución, es de suma importancia promover y difundir el conocimiento sobre el uso responsable y consciente de la energía y el medio ambiente. Esta tarea no sólo es un desafío, sino también una oportunidad invaluable, ya que estamos comprometidos en contribuir al desarrollo sostenible de nuestra región, puesto que, como institución de educación superior, estamos convencidos de nuestro papel fundamental en la formación de profesionales capacitados y comprometidos con el sector energético. En este sentido, estamos dispuestos a fortalecer esta alianza que nos permite avanzar juntos hacia objetivos comunes, especialmente en la implementación de la Agenda de Energía 2022 – 2026”.

Otorgan concesión permanente de línea de transmisión en La Joya a Kallpa

El Ministerio de Energía y Minas (Minem) estableció, con carácter permanente, el derecho de Servidumbre de Electroducto a favor de la concesión definitiva de transmisión de energía eléctrica de la que es titular la empresa Kallpa Generación S.A., para la “Línea de Transmisión en 220 kV S.E. Sunny – S.E. San José”, ubicada en el distrito de La Joya, en Arequipa.

Así lo indicó la Resolución Ministerial No 423-2023-MINEM/DM publicada en el Diario El Peruano, que también dispuso en su Artículo 2 aplicar a la servidumbre las normas de seguridad establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas.

Se recalcó que la Dirección General de Electricidad y la Oficina General de Asesoría Jurídica, en el ámbito de sus competencias, verificaron que la empresa ha cumplido con los requisitos establecidos.

Sobre las responsabilidades de Kallpa

El Minem dispuso que Kallpa Generación S.A. adopte las medidas necesarias, a fin de que el área afectada por la servidumbre no sufra daño ni perjuicio, quedando sujeta a la responsabilidad civil pertinente en caso de incumplimiento.

Se recuerda que, bajo la Ley de Concesiones Eléctricas, los concesionarios están facultados a utilizar a título gratuito el suelo, subsuelo y aires de caminos públicos, calles, plazas y demás bienes de propiedad del Estado o municipal, así como para cruzar ríos, puentes, vías férreas, líneas eléctricas y de comunicaciones, por lo cual no corresponde el pago de compensación por derecho de servidumbre.