julio 13, 2016 | Mundo
(Finanzas/EFE) La empresa informó en un comunicado que el contrato contempla el suministro anual de 585,7 gigavatios hora (GWh) adjudicados en marzo a Acciona en la primera subasta de energía a largo plazo del mercado eléctrico mayorista convocada por el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace).
La adjudicación se materializará en un parque eólico de 168 megavatios en el estado nororiental de Tamaulipas, señaló Acciona, uno de los principales grupos empresariales de España.
En virtud de este contrato, la CFE comprará a Acciona Energía la electricidad producida por ese parque por un periodo de 15 años.
«Estamos orgullosos de que Acciona sea una de las primeras compañías que suscribe un contrato de compraventa de energía y de certificados de energías limpias, en el marco del sistema de subastas establecido por la reforma energética en México», declaró Miguel Alonso, director de Acciona Energía México.
«Este sistema abre un horizonte esperanzador para el desarrollo de las renovables en este país, y desde Acciona seguiremos trabajando activamente de cara a ese objetivo», añadió.
Acciona prevé iniciar a finales de este año las obras de construcción del parque eólico El Cortijo, a 40 kilómetros al sur de la ciudad de Reynosa, cuya entrada en operación se prevé para mediados de 2018.
Una vez en marcha generará electricidad equivalente al consumo de 350.000 hogares mexicanos y evitará la emisión anual de 563.000 toneladas de bióxido de carbono en centrales térmicas de carbón.
Acciona Energía, división del Grupo Acciona, opera actualmente en propiedad 556,5 megavatios en México, con cuatro parques eólicos en Oaxaca que suponen 18 % de la potencia eólica operativa en el país. Para terceros ha construido 302 megavatios adicionales (252 en Nuevo León y 50 en Oaxaca).
La compañía, operador global en energías renovables, trabaja en desarrollos propios y en iniciativas para clientes en México, que suman varios cientos de megavatios adicionales, indicó el comunicado.
El pasado año suscribió un memorándum de entendimiento con la CFE para promover la realización de proyectos conjuntos de generación eléctrica de origen renovable en el país, puntualizó.
[Acciona: No vamos a ver en el mundo muchas más centrales a carbón, y sí veremos una mezcla de solar y eólica]
julio 5, 2016 | Industria
(Reuters) Alemania planea limitar la expansión de la energía eólica marina en el comienzo de la próxima década para garantizar que el crecimiento futuro de las energías renovables esté de acuerdo con la construcción de nuevas líneas eléctricas, según un documento revisado de una nueva ley de energía al que tuvo acceso Reuters.
Entre 2021 y 2025 el gobierno quiere limitar las instalaciones de energía eólica marina, también conocida como «offshore», a 3,1 gigawatios (GW) de capacidad, ya que las líneas eléctricas de alta tensión necesarias para llevar la energía verde desde el ventoso norte al industrial sur no estarán preparadas.
Las reformas a la ley de energía van dirigidas a abaratar el coste de la «Energiewende», como se conoce a la transición alemana hacia las fuentes de energía renovable desde la electricidad por generación nuclear o fósil.
La rápida expansión de la energía verde, que ahora representa más del 30 por ciento del mix energético, ha hecho subir los costes de la electricidad en la mayor economía de Europa y tensionado sus redes de transporte.
En 2021, la nueva capacidad de eólica marina debería levantarse exclusivamente en el mar Báltico, ya que las líneas eléctricas terrestres en esa zona ya están disponibles, según el acuerdo entre el Ministerio de Economía y los partidos del gobierno de coalición.
A partir de 2026, habrá nueva capacidad anual de 840 MW para alcanzar el objetivo de 15 GW de potencia eólica marina en el año 2030.
La revisión de la nueva ley también establece el volumen de las subastas de nuevos proyectos offshore. En 2017 se licitarán 1,7 GW, mientras que en 2018 el cupo se reducirá a 1,4 GW.
Por otra parte, las empresas de elevado consumo energético que estaban exentas del pago de los sobrecostes por la energía verde hasta 2014 sólo tendrán que pagar un 20 por ciento de este recargo en el futuro, según el acuerdo.
La nueva ley, que aún debe ser examinada y aprobado por la Unión Europea, entrará previsiblemente en vigor a principios del año que viene.
mayo 30, 2016 | Industria
(El Mercurio) Rafael Mateo Alcalá estuvo 27 años en el grupo Endesa España, doce de los cuales transcurrieron en Chile, donde fue gerente general de Endesa Chile hasta 2009. Su paso por la eléctrica chilena estuvo marcado por grandes proyectos de energía tradicional: la hidroeléctrica Ralco, la termoeléctrica Bocamina II, las centrales a gas natural e HidroAysén, entre otros. Tras dejar el grupo hispano, hoy controlado por la italiana Enel, asumió como máximo ejecutivo (CEO) de Acciona Energía, una de las mayores generadoras de energías renovables del mundo. Y aunque lee con interés lo que ocurre en el grupo Enersis, opta por no opinar, ni tampoco se refiere al CEO de Enel, Francesco Starace. «Les deseo a sus nuevos accionistas lo mejor, pero yo me tengo que ocupar de conseguir lo mejor para Acciona», dice.
Con toda esa experiencia a cuestas, Mateo -quien estuvo esta semana de visita en Chile- analiza el sector energético en Chile y en el mundo, que según explica está viviendo un cambio de paradigma. A nivel global, estima, se está produciendo un reemplazo de las centrales a combustibles fósiles (carbón y petróleo) por fuentes renovables, como agua, solar y eólica, fenómeno del que ya tomó nota el mercado financiero, que no duda en entregar capital a este tipo de energía.
Asegura que es un cambio tecnológico irreversible. «En el futuro no vamos a ver, en el mundo, muchas más centrales a carbón, y veremos una mezcla de solar y eólica, con almacenamiento con baterías; esa será la energía del futuro», afirma.
Por ello, celebra su cambio de camiseta. «No me cabe ninguna duda de que estar hoy en una empresa pionera del sector de renovables es un lujo», dice.
En Chile, Acciona planea invertir unos US$ 1.300 millones en tres a cuatro años, para contar con, como mínimo, 1.000 MW instalados. Ya tienen 300 MW entre el parque eólico Palmeras, en Coquimbo, y el parque fotovoltaico El Romero, en Atacama, y «la idea es que multipliquemos esto por tres como mínimo», explica.
«Deberíamos aspirar a estar entre las cinco (generadoras eléctricas) más grandes del país, que tienen activos muy grandes, muy antiguos y muy valiosos, pero deberíamos ser la número uno entre los nuevos actores que han ingresado al mercado chileno», agrega.
Una razón es la celeridad de la ejecución de estas centrales. «Construir 100 MW eólicos tarda un año; los mismos 100 MW en fotovoltaicos, la mitad; es decir, seis meses… El agua, que es una fuente muy saludable y muy renovable, queda desplazada, porque aunque un proyecto hidroeléctrico sea muy pequeño, requiere de al menos cuatro o cinco años de ejecución».
Aunque hoy el 60% de los ingresos de Acciona Energy provienen de España, la perspectiva es que esta participación baje en el futuro, dado que el crecimiento en la península ibérica es nulo. Hoy -explica el ejecutivo- el negocio eléctrico de la compañía se juega Estados Unidos, México, India, Sudáfrica y Chile. Espera que nuestro país represente al menos el 10% de su negocio global en el corto plazo.
-¿El auge de las renovables solo se explica por su lugar en el programa energético del Gobierno?
«No. Las energías renovables ya han demostrado en el mundo ser las fuentes de energía más competitivas en términos de coste. Además, son limpias y sostenibles, contribuyen a reducir los precios de largo plazo y a estabilizarlos. La energía nueva que se va a construir en el futuro en el mundo va a ser fundamentalmente de fuente renovable. Eso va a pasar en Chile, donde otro tipo de proyectos tienen dificultades de aceptación social, ambiental y de financiación».
«Las energías renovables, en cambio, son las energías que todos los consumidores quieren consumir, que todos los reguladores quieren regular, que todos los financistas quieren financiar y en la que todos los inversores quieren participar. En Acciona estamos muy interesados en el mercado chileno y muy contentos de cómo está evolucionando».
-Una de las críticas a las renovables apunta a su elevado costo, por lo cual solo son competitivas cuando los precios del petróleo y el carbón son altos y que ahora, con estos en valores muy bajos, no son rentables. ¿Es efectivo?
«Eso dicen las térmicas. No, no les afectan; es una correlación falsa. Si lo hacen (si afectan), es de forma positiva. Las renovables están creciendo más que cualquier fuente fósil, a pesar de que los precios de los combustibles fósiles están cayendo vertiginosamente».
«En los mercados emergentes que compran combustibles fósiles, esta baja de precios les libera renta disponible que no tienen que gastar en importar. Con ello hay un mayor crecimiento del PIB, con lo cual hay mayor demanda de electricidad. Cuando se plantea un rediseño de la arquitectura energética porque se necesita atender a más demanda de electricidad, hoy no hay duda sobre cuál debe ser la alternativa. Porque no se puede tomar una decisión de inversión aprovechando una corta ventana de precios bajos de los fósiles, sino que esas decisiones de largo plazo se toman atendiendo a la estabilidad de precios que dan las renovables».
Compra de activos en Chile: «Debe tener un muy buen precio»
-¿Va a bajar el precio de las renovables? ¿Cuánto?
«La curva de aprendizaje tecnológico de las renovables tanto eólicas como fotovoltaicas está permanentemente descendiendo, y todavía tiene recorrido. O sea, es probable que las renovables, sobre todo la fotovoltaica, sigan bajando. Hoy los paneles fotovoltaicos están por debajo de US$ 1 millón el MW de instalación, por lo que en países con alta radiación (como Chile), los precios serían de ese orden».
-¿Cuál es la tecnología de más potencial en Chile?
«Quizás la fotovoltaica, porque tiene altísima radiación. Hay más radiación que viento. Pero somos una compañía que busca la sostenibilidad de nuestro negocio en el largo plazo y huimos de cualquier oportunidad especulativa. Entonces nuestro crecimiento va a ser un mix de eólico y fotovoltaico, que asegure la mayor estabilidad posible y porque tenemos un desarrollo profundo de ambas tecnologías».
-Hay empresas que están vendiendo activos en Chile, Sunedison y Abengoa. ¿Están interesados?
«Miramos todo lo que hay en el mercado, pero nuestro negocio es desarrollar proyectos renovables, construirlos y operarlos. En el mundo, nunca hemos comprado activos de nadie operativos. Para que tengamos interés en un activo operativo, este debe tener un muy buen precio, que no sé si es el caso».
-¿Es realista el 20% de renovables al 2020 o el 70% al 2050 sin subsidios?
«Es absolutamente posible, y creo que será rebasada. Las subastas en Chile tecnológicamente son neutras, y se ha visto que son ganadas por fuentes renovables, que son capaces de ofertar un precio de largo plazo más competitivo que las fuentes fósiles y, sobre todo, más estables. Hoy son competitivas por su propio mérito; no va a ser necesario incentivarlas, van a penetrar en forma natural y van a desplazar a las fósiles. Es lo que está ocurriendo en el mundo». «En Alemania la semana pasada se marcó un récord: el 80% de la generación fue renovable. En Dinamarca, hace pocos meses, el 130% o 140% de la generación fue renovable, y se exportaba a los países limítrofes».
«Chile es un país atractivo para el inversor»
-¿Cómo es Chile para los inversionistas?
«Chile es un país atractivo para el inversor, porque los fundamentales avalan nuestra inversión. Primero, Chile necesita mayor capacidad energética para acompañar al crecimiento, por adición de nueva capacidad o por sustitución de capacidad ya muy antigua. Y luego tiene una regulación estable, que es lo que requieren las renovables, porque los inversionistas no pedimos ni incentivos ni primas ni premios ni ningún regalo. Lo único que pretendemos es que haya suficiente estabilidad y visibilidad de los flujos como para garantizar la sostenibilidad de la inversión en el largo plazo».
«Esas circunstancias, la seriedad regulatoria, la clarísima visión del gobierno en el programa energético y la necesidad de nuevas inversiones es lo que hace que Chile siga siendo un país muy atractivo para los inversores en energía».
-¿Solo en energía hay esa seguridad?
«No me compete hablar de otros sectores, pero la estabilidad regulatoria es para todos los inversores».
-¿Qué hay de los problemas con las comunidades o la judicialización que afectó a los proyectos eléctricos en Chile?
«Nosotros no hemos encontrado estos problemas ni en Chile ni en ningún otro lado. No hemos tenido paralizaciones en ningún país por razones de entorno. Una de las ventajas que además tienen las energías renovables es que gozan de una buena aceptación social».
-¿Cuándo se produjo el punto de inflexión y los bancos empezaron a financiar las renovables?
«Cuando los bancos y el mercado financiero se dieron cuenta de que son una energía exenta de riesgos y asegura a sus inversores una estabilidad de negocios si se hace bien. Punta Palmeras fue financiado hace tres años. Al menos hace tres o cuatro años el mundo financiero se dio cuenta de que financiar renovables era seguro, mientras que otro tipo de fuentes estaba sometido a riesgos. En el mundo, los financistas están dejando de invertir en fuentes fósiles y se están pasando a renovables hace más tiempo».
-¿Qué cambios podrían hacerse en el mercado eléctrico para perfeccionarlo?
«Quizás una mayor claridad todavía de que las renovables son el futuro, y, en ese sentido, que todos los organismos que interfieren en el mercado eléctrico, como el Cdec o la CNE o el Ministerio de Medio Ambiente, estén atentos a cómo se operan mercados con una mayor participación renovable, donde los combustibles fósiles, que antes operaban en base, pasarán a operar de forma marginal y quedarán como fuente de suministro secundario, por lo que tendrán que ser más flexibles».
-¿Cuándo, a su juicio, empezarán a salir las centrales térmicas de la matriz?
«En el mundo, a medida que las plantas fósiles que generaban en base van quedando marginales, obsoletas económica y ambientalmente, son reemplazadas por renovables en la matriz y salen del mercado. Estados Unidos acaba de publicar un plan de desmantelamiento de viejas centrales de carbón».
-¿Y el gas natural? ¿No es más limpio?
«El gas es limpio, pero tiene una incertidumbre de precio y de seguridad de suministro alta».
[Las novedades eléctricas que presentó Expomin 2016]
abril 15, 2016 | Industria
(ELECTRICIDAD 193) No solamente la gran licitación de suministro eléctrico para clientes regulados es el desafío para las empresas distribuidoras en el corto plazo, pues este año también se deben ver las tarifas del Valor Agregado de Distribución (VAD), además del proyecto de ley sobre eficiencia energética que el Gobierno debe enviar al Congreso y el avance tecnológico hacia plataformas inteligentes para el consumo residencial.
Lo primero que se viene en el horizonte es el proceso licitatorio de 13.740 GWh que se efectuará en los próximos meses, en una fecha a definir por la Comisión Nacional de Energía (CNE), una vez que estén despejada la tramitación del proyecto de ley que modifica la transmisión, el que se encuentra en el Senado.
Licitación
“Este proceso representa la licitación de mayor energía que se ha realizado en el país, desde que este esquema regulatorio se implementó y se realizaron las primeras subastas en 2006. Esta permitirá obtener contratos de largo plazo por 20 años a las empresas generadoras que resulten adjudicadas, y cubrirá las necesidades de energía de los clientes regulados del SIC y SING hasta 2022”, señala a Revista ELECTRICIDAD Cristián Lühr, jefe de la Unidad de Licitaciones Eléctricas de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Según Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., hay optimismo en la industria, pues “creemos que existen las condiciones objetivas y los niveles competitivos como para obtener resultados muy satisfactorios”, añadiendo que las implicancias de este hito son dobles: “por una parte significa que un tamaño de energía de esta envergadura implicará fijar un porcentaje importante de los precios de largo plazo por más de 20 años. A la vez, es una enorme oportunidad para todos los competidores para financiar sus proyectos”.
Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) confirma las expectativas del sector privado. “El segmento de distribución, desde la perspectiva de las ERNC, es un sector muy atractivo, principalmente por ofrecer contratos de largo plazo y por la buena calificación de riesgo de las distribuidoras como clientes”.
De acuerdo a Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de la Asociación de Generadoras de Chile, la próxima licitación también “debiera impulsar nueva inversión en generación, la que, dependiendo de las características técnicas y económicas de ella, determinará una buena proporción de la tarifa de energía que pagan los clientes sujetos a regulación de precios”.
Gabriel Olguín, académico de la Universidad de Santiago, plantea que el gran bloque de energía a licitar responde a dos necesidades: la renovación de los contratos que están terminando entre distribuidoras y generadoras y a la nueva demanda por crecimiento vegetativo.
Competencia
María Isabel González, gerente general de Energética, destaca a Revista ELECTRICIDAD que la cantidad de energía a licitar es “aproximadamente 20 veces lo adjudicado en octubre pasado, cubriendo alrededor de un tercio de los requerimientos de suministro eléctrico de los clientes regulados. En este contexto alcanzar precios competitivos es muy relevante para mejorar nuestra competitividad como país”.
De acuerdo a los especialistas la competencia es un elemento que llegó para quedarse en estos procesos y que se reeditará en la próxima licitación. Cristián Lühr asegura que la CNE espera que participen varias empresas extranjeras, principalmente de Asia, Estados Unidos y Europa, mientras que “la competencia entre energías ERNC y convencionales será aún más intensa, ya que las generadoras locales tienen la necesidad de renovar varios de sus contratos existentes que vencen aproximadamente en 2021”.
Para Gerardo Barrenechea, consultor eléctrico, es probable que las empresas que tengan el precio más alto en el proceso “se adjudiquen bloques, porque es grande la cantidad de energía a licitar. También hay proyectos nuevos que frente a clientes libres y la demanda minera están observando que hay una contracción, por lo que será importante cómo se verá la proyección de la demanda de las distribuidoras frente a este escenario”.
Gabriel Olguín agrega que es necesario que la autoridad reguladora cierre espacios a una eventual especulación en el proceso “porque se está viendo que, con los costos que tienen algunas generadoras que se comprometieron a desarrollar sus proyectos, no se tendrán los ingresos que necesitan para financiarlo, por lo que quienes realmente participen en la licitación deben poner las garantías necesarias y contar con un respaldo para asegurar que ese suministro llegue cuando se requiera y no que después la generadora se vaya a la quiebra o venda el contrato a otro actor con mayor espalda financiera”.
El académico explica que parte de los requerimientos de energía a futuro debe ser potencia firme, por lo que estima que “los bloques asignados a tecnología variable deberían ser proporcionalmente menor a los que hubo en instancias anteriores para fortalecer la energía de base. Tiene que haber una discriminación de precios, con bloques distintos que están asociados a cada tecnología”.
Sin embargo, Carlos Finat señala que las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) “pueden competir mano a mano y ganar a las convencionales en la medida que se compita en una cancha pareja. En ese sentido, hemos solicitado a la CNE que la energía asociada a bloques horarios sea aumentada, de manera de permitir mayor competencia de generadores fotovoltaicos y eólicos interesados en esos bloques”.
Más desafíos
Además de la próxima licitación, el sector de distribución tiene en la mira a los procesos tarifarios “como la subtransmisión, que aún no se aplica, en la cual las distribuidoras también actúan lateralmente porque son las recaudadoras del proceso”, sostiene Gerardo Barrenechea
“Para este año viene el proceso del VAD que implica la forma en que van a ser las tarifas en los próximos cuatro años y el escenario que se ha visto es una baja en el costo de generación”, añade el especialista.
Para Gabriel Olguín otro desafío importante en la industria será el proyecto de eficiencia energética que debe enviar el Gobierno al Congreso porque –a su juicio− “la actual regulación tiene un incentivo perverso hacia el incremento del consumo, porque una distribuidora no tiene interés en que sus clientes residenciales e industriales consuman menos energía, pues el ingreso de las distribuidoras está asociado a los activos de distribución y consecuentemente a los ingresos”.
“La regulación en eficiencia energética debe buscar lo que se denomina el desacople entre el ingreso de las distribuidoras y el consumo de energía. En otras partes del mundo se le agrega a este concepto la compensación por pérdida de ingreso, para que la distribuidora tenga un acuerdo de eficiencia energética con la autoridad”, concluye Olguín.
Recuadro
Empresas Eléctricas celebran 100 años
Empresas Eléctricas, el gremio que agrupa a distribuidoras y transmisoras, cumple cien años, por lo que han preparado una serie de iniciativas entre las cuales están:
- Lanzamiento de nuevo sitio web con mayores contenidos.
- Seminario Aniversario “Pensando Chile, energía y futuro para los próximos 100 años”, a realizarse entre mayo y junio.
- Campaña educativa sobre energía a través de una plataforma web y cápsulas audiovisuales.
- Concurso “Tu tesis en energía” para estudiantes de educación superior y técnica relacionadas con el sector eléctrico.
- Corrida de la Energía: Evento deportivo que se convocará a fin de año.
Conclusiones
- La mega licitación de 13.750 GWh ha creado expectativas en el sector generador, tanto ERNC como convencionales, por la renovación de contratos de abastecimiento hasta 2021 o por la futura demanda eléctrica.
- Se espera una alta competencia para la adjudicación de bloques, que deberán ser asignados con un equilibrio entre energía de base y espacio para las ERNC.
- El proceso tarifario del VAD y el proyecto de eficiencia energética son otros de los desafíos de la distribución para este año.
abril 14, 2016 | Industria
(ELECTRICIDAD 193) El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Andrés Romero, tiene varios desafíos este año. En materia legislativa, se espera la aprobación en el Parlamento de los proyectos de ley de transmisión, el que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos para introducir mecanismos de equidad en las tarifas y la iniciativa que modifica la ley de servicios de gas. A esto se suma el desarrollo del proceso de licitación de suministro para clientes regulados por 13.750 GWh, la más grande desde que comenzó el proceso de subastas.
En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el abogado con un magíster en gobernabilidad y gestión pública, adelanta sus principales preocupaciones.
¿Cuáles son sus expectativas para la próxima licitación?
Esperamos que no solo participen actores que ya están en el mercado, sino que también actores nuevos de importancia mundial. En este escenario, estimamos que la coyuntura actual de competencia, de bajos precios de los hidrocarburos y de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), generará un muy interesante nivel de precios para los clientes regulados.
¿Cuáles fueron las razones fundamentales para aplazar la fecha de la esperada licitación?
El único objeto de modificar el cronograma de la licitación para el 27 de julio es tener tiempo para que se apruebe el proyecto de Ley de Transmisión y de esta manera, las compañías puedan tomar mejores decisiones de precios, con una señal regulatoria más clara de cómo estará regulado el pago.
¿Tendrán otra licitación durante 2016?
De acuerdo a las estimaciones de demanda y la proyección de procesos licitatorios contenidas en el Informe de Licitaciones −publicado en abril del año pasado− no se estima necesario realizar otras licitaciones de suministro durante el presente año. Las nuevas necesidades de suministro identificadas comienzan en 2023, por lo que la próxima licitación que se realice para cubrir estas necesidades podría efectuarse recién a fines de 2017.
¿Cuál es el principal desafío de la CNE frente al tema del gas?
En el marco de las funciones de monitoreo permanente de los mercados energéticos que le confiere la ley, en especial del mercado de distribución de gas de red concesionada, la Comisión Nacional de Energía (CNE) continuará desarrollando el análisis anual de rentabilidad de las empresas concesionarias de distribución de gas de red y la difusión de sus resultados.
También esperamos que pronto el Congreso Nacional apruebe el proyecto de ley de gas y que la nueva regulación entre en vigencia, ya que ello permitirá que los chequeos de rentabilidad que realiza la Comisión tengan efectos concretos sobre el actuar de las empresas y protejan oportunamente a los consumidores en caso que la rentabilidad sea excesiva.
¿Cuáles son los pronósticos de demanda que manejan para 2016?
El consumo eléctrico esperado para los siguientes años irá en línea con las expectativas de la economía chilena para el mismo periodo y acompañado del aumento de la eficiencia energética por parte de los clientes. Según el Informe de Previsión de Demanda 2015-2030 se esperan tasas de crecimiento del orden del 4,2% para 2016.
¿Finalmente, cuál es su evaluación del trabajo realizado hasta ahora como secretario ejecutivo de la CNE?
En estos momentos, el sector energético en Chile se ha posicionado como el más relevante en materia de inversión, superando a sectores fuertes como minería. Este resultado ha sido fruto del trabajo en equipo, colaborativo, que ha liderado el Ministro de Energía en la construcción de una Política Energética de Largo Plazo para Chile y una Agenda de Energía. Ese trabajo mancomunado y ese diálogo ha sido transversal entre el Ministerio de Energía, la CNE, la industria, los parlamentarios, académicos y la comunidad, que esperamos siga rindiendo frutos en los próximos desafíos.
[Transmisión eléctrica y licitaciones condicionarán desarrollo eléctrico futuro]
