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Mercados petroleros muestran recuperación

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Del 30 noviembre al 4 de diciembre de 2020, los precios de los contratos a futuro de los crudos West Texas Intermediate (WTI) y Brent registraron alza, por quinta semana consecutiva, su mejor racha en seis meses, ante el optimismo hacia un paquete de estímulo económico en Estados Unidos; la especulación de un impulso antes de lo esperado a la demanda de combustibles considerando la vacuna para el COVID-19, y al acuerdo de la OPEP+ de ajustar en solo 0.5 millones de barriles diarios (mbd) el recorte de la producción mundial de crudo, para pasar de 7.7 mbd a 7.2 mbd a partir de enero 2021.

A lo largo de diciembre, los petroprecios mostraron una leve tendencia al alza, ubicándose cerca de los 50 dólares por barril. El mercado acumuló ganancias después de que Reino Unido y la Unión Europea alcanzaron un acuerdo comercial posterior al Brexit; revirtieron esas ganancias y luego se recuperaron para terminar modestamente al alza.

Los mercados se han recuperado drásticamente desde finales de octubre a medida que las vacunas daban pasos hacia su aprobación en numerosos países. En todo el mundo las infecciones siguen aumentando y las perspectivas de los inversores se verán empañadas por la pandemia durante varios meses.

“El mercado del petróleo está esperando una distribución más amplia de vacunas para que la gente vuelva a la carretera y a subirse a aviones”, dijo Andrew Lipow, presidente de Lipow Oil Associates, en Houston, Texas.

En tanto, la primera semana de enero las petroleras internacionales se favorecieron de la reunión de la OPEP y la decisión de un aumento en la producción de petróleo para el siguiente mes, con alzas en los precios de sus acciones, así como un aumento considerable para los precios de crudo en la jornada.

Los precios del crudo se dispararon después de que la OPEP y sus aliados acordaran un ligero aumento de su producción para febrero y marzo, llevando al WTI a superar la barrera de los 50 dólares el barril por primera vez en diez meses.

Producción de PEMEX y privados cayó 4% en noviembre de 2020

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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) presentó su reporte de producción de hidrocarburos al mes de noviembre de 2020.

La CNH informó que el promedio de producción de petróleo en aquel mes fue de un millón 633 mil barriles diarios, con un promedio de un millón 666 mil barriles por día en 2020.

De la producción registrada en noviembre, un millón 581 mil barriles diarios correspondieron a Pemex Exploración y Producción, mientras que los 52 mil barriles diarios restantes fueron aportados por operadores privados.

Con estas cifras, la producción de petróleo crudo cayó 4.2 por ciento con respecto a lo observado hasta el mismo mes del año previo, cuando la producción fue de un millón 704 mil barriles diarios.

Lo que nos dejó el 2020 en el sector petrolífero

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Por Dra. Yolanda Villegas* y Paul Alejandro Sánchez**

La liberalización de un mercado en una economía abierta implica el establecer la menor cantidad de obstáculos posibles a la libre importación y exportación de mercancías. La reforma energética, en materia de petrolíferos, tenía dos objetivos: el primero, limitar el número de productos que requerían el permiso y, en segundo lugar, que en la normalidad los permisos fueran de largo plazo, 20 años, con la finalidad de incentivar la construcción de nueva infraestructura de almacenamiento y transporte.

El pasado 28 de diciembre, sin embargo, el gobierno federal, a través de la Secretaría de Economía y la Secretaría de Energía publicó el Acuerdo que establece las mercancías cuya importación y exportación está sujeta a regulación por parte de la Secretaría de Energía. Dicho acuerdo cambia de manera radical este proceso de liberalización al establecer barreras más rígidas a la importación y exportación de petrolíferos.

Uno de los principales cambios que trae este acuerdo es la introducción del concepto de Balance Energético que, a la letra, es definido como la: “Relación de la oferta de algún petrolífero o hidrocarburo, compuesta por la producción, las importaciones y los inventarios, con la demanda del mismo, integrada por las ventas a usuarios finales o autoconsumo”.

En el título II de este acuerdo, que se refiere a los permisos de importación y exportación de petrolíferos e hidrocarburos, el Acuerdo dice que atendiendo a la seguridad energética del país, al adecuado suministro de combustibles, y la soberanía energética del país, la SENER debe considerar el balance entre la oferta correspondiente a la producción nacional y las importaciones, y la demanda nacional y las exportaciones.

En ese sentido, utilizando los conceptos de balance, seguridad y soberanía energética, SENER se nombra como el garante de mantener el equilibrio del mercado de petrolíferos para cuidar que la producción nacional encuentre compradores y que ésta no esté en riesgo de ser sustituida por importaciones.

Dicho de otra forma, el balance energético le permitiría a SENER, por ejemplo, limitar el número de permisos de importación de “gasolina regular” para cuidar que toda la producción del Sistema Nacional de Refinación se venda en el país sin riesgo de ser sustituida por importaciones que pudieran ser de mayor calidad o menor precio.

Para ello, en primera instancia se elimina la posibilidad de solicitar nuevos permisos de importación de 20 años, los cuales son sustituidos por permisos de 5 años. En segundo lugar, se prevé que estos permisos, sean de 20 o 5 años, podrán “caducar” si los titulares de las mismos no ejercen los derechos conferidos o realizan el objeto del permiso previo, por un periodo consecutivo de trescientos sesenta y cinco días naturales, sin causa justificada. Lo mismo sucede con los permisos de 1 año, donde en caso de que no se ejerzan durante 30 días consecutivos, podrán ser revocados.

Por otro lado, se incrementa el número de productos sujetos al permiso de importación que otorga la SENER, a la lista anterior que incluía gasolinas, diésel, turbosina, y butano y propano mezclados y licuados, se incluyen otros que no aparecían tales como benceno, nafta precursora de aromáticos, hexano, heptano, propano, butano, etileno, propileno, butileno, butadieno.

Es evidente que el Acuerdo fractura los dos objetivos para fomentar un mercado en una economía abierta en materia de petrolíferos al aumentar el número de productos que requieren el permiso de importación y exportación de hidrocarburos y al disminuir los permisos de largo plazo de 20 años a permisos de corto plazo de 5 años.

Las consecuencias no deseadas son un mayor control del mercado, protección de los jugadores preponderantes (particularmente PEMEX) y una afectación a la libertad de importación de productos que podrían ser más baratos o tener mayor calidad a discreción de la SENER si esto impacta significativamente los tres pilares que se concentran en el Acuerdo: “el balance, la seguridad y la soberanía energética”.

Sin duda, muchos gasolineros, importadores, comercializadores, transportistas, distribuidores, almacenistas, así como otras áreas de valor se verán afectadas por este Acuerdo.

Yolanda Villegas es socia fundadora en Oleum Servicios y Dictaminación Técnica, S.A. de C.V. Dentro de su trayectoria destaca su trabajo para Petróleos Mexicanos y empresas como Alfa y Fieldwood Energy LLC.  

** Paul Alejandro Sánchez es doctor en Política Pública y experto en regulación del sector energético mexicano. Mentor de emprendimiento social y energías renovables, industrias inteligentes, movilidad sostenible y economía circular. Profesor en la Escuela de Gobierno del Tec de Monterrey: Políticas públicas, planeación estratégica, organizaciones públicas, administración pública. Ley de Murphy.

Apostará México por modernización de hidroeléctricas para cumplir con compromisos ambientales

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El presidente Andrés Manuel López Obrador aseguró que se van a renovar las 60 plantas hidroeléctricas con las que cuenta el país para producir y fomentar el uso de energías limpias y baratas.

A pregunta expresa sobre cuál será la estrategia de México para cumplir con el Acuerdo de París y generar la energía limpia que se enmarca en este compromiso, el mandatario dijo que el plan es modernizar las hidroeléctricas para utilizar el agua de los embalses y generar más energía con turbinas modernas, con el propósito de avanzar en la transición energética.

«Y revisar los convenios, más que nada el marco legal, porque le cuesta mucho al Estado la compra de la energía eólica a particulares, porque no pagan, por ejemplo, la transmisión, que es un subsidio», indicó.

Asimismo, dijo que se seguirá fortaleciendo a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para garantizar que no aumente el precio de la luz a los consumidores.

Por otro lado, el Presidente habló sobre Petróleos Mexicanos (PEMEX) y recordó la entrega de convenios a particulares a raíz de la Reforma Energética, con lo cual se firmaron más de 100 contratos con la promesa de aumentar la producción petrolera e invertir en el país.

Sin embargo, aseguró que a cinco años de haber firmado estos convenios las empresas particulares solo están produciendo 30 mil barriles diarios, cuando decían que para este tiempo se estarían produciendo dos millones 500 mil barriles diarios.

«Hay incluso empresas que recibieron estos convenios que no han invertido nada. Se les podría hasta cancelar los contratos; no lo hacemos porque no queremos tener ningún problema, además porque estamos apoyando a Pemex en lo que dejaron, porque no les dio tiempo de entregarlo todo, entregaron sólo el 20 por ciento del potencial petrolero, le dejaron a la nación el 80 por ciento, porque sonó la campana con el cambio y ya no estamos entregando concesiones, ya no sigue la política privatizadora», enfatizó.

Restringir el uso de renovables representa un retroceso para la seguridad energética: Coparmex

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La Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) hizo un llamado al gobierno para que incorpore «de forma decidida, con apertura y respetando la libre competencia» a las energías renovables, dentro de los esquemas de generación de electricidad, en lugar de buscar disminuir su participación en el mercado.

La COPARMEX considera que restringir el uso de estas tecnologías representa un retroceso para la sustentabilidad y la seguridad energética del país.

La Confederación recordó que recientemente, el Centro Nacional de Control de la Electricidad (CENACE) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) informaron que el apagón del 28 de diciembre de 2020, que dejó a 10.3 millones de usuarios sin luz, se debió a una falla en las líneas de transmisión y a un desbalance en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) provocado por un incendio de pastizales en el municipio de Padilla, ubicado en el estado de Tamaulipas.

También, la CFE señaló que los desbalances ocurridos en el sistema se debieron a que hubo una proporción de generación intermitente eólica y fotovoltaica muy elevada, que obligó a sacar de operación parte de la generación renovable y a reducir la producción de los privados.

En este sentido, COPARMEX destacó que las energías renovables no tienen porqué afectar generando apagones, ya que en ese momento representaban solo el 28.1 por ciento de la generación en México, mientras que, dijo, en Alemania en esa misma semana estas energías representaron el 31.97% del total sin tener efectos adversos en su sistema.

«Las energías solares y eólicas ayudan a regular los cambios de frecuencia, estas tecnologías permiten estabilizar el sistema. En países como Noruega generan hasta el 68% de energía total y no han tenido problemas como estos», explicó.

La COPARMEX lamentó que de forma «irresponsable» se haya hecho uso de documentos apócrifos como los relativos al área de protección civil del estado de Tamaulipas y que ahora se pretenda atribuir a las energías renovables el mega apagón.

«La mayoría de los países que cuentan con sistemas modernos de generación están apostando de manera decidida y creciente por las fuentes renovables, México no debe quedarse rezagado, no debe cerrar las puertas a la inversión en fuentes sustentables.

«La Confederación considera que deben investigarse las causas reales de forma profesional e independiente para esclarecer los hechos y evitar que el país vuelva a enfrentar una situación tan delicada como la suspensión del servicio eléctrico. Desde COPARMEX estamos dispuestos a colaborar en este tema con el Gobierno federal, convencidos de que juntos podemos lograr mejores soluciones para los desafíos que enfrenta México», subrayó.

Aprueba IMP evaluación de la entidad mexicana de acreditación en medición de hidrocarburos

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El Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) logró Cero No conformidades y Cero Observaciones como Unidad de Verificación (UV) en materia de Auditorías de Medición de Hidrocarburos, en la evaluación de vigilancia que le realizó la entidad mexicana de acreditación (ema).

La ema realiza estas evaluaciones de forma periódica a las unidades de verificación acreditadas, con el objetivo de corroborar que el sistema de gestión de la calidad y la competencia técnica se mantengan de acuerdo con la acreditación inicial.

Las unidades de verificación son personas físicas o morales que realizan actos de verificación, con la confianza de que los servicios que prestan son conducidos con competencia técnica, imparcialidad y confidencialidad.

Su utilidad y alcance radica en el ejercicio de Auditorías en Medición de Hidrocarburos, líquidos y/o gaseosos, para la conformidad de las acciones de supervisión sujetas a los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH) emitidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y a la normativa aplicable.

A partir de 18 de septiembre de 2018, el IMP fue acreditado como Unidad de Verificación bajo la norma NMX-EC-17020- IMNC-2014, ISO/IEC 17020:2012. Requisitos para el funcionamiento de diferentes tipos de unidades (organismos) que realizan las actividades de la verificación (inspección), en materia de Auditorías de Medición de Hidrocarburos.

A partir de esa fecha, la Unidad de Verificación ofrece sus servicios a todos los operadores petroleros para los mecanismos de medición utilizados en sus actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en México, al amparo de un contrato o de una asignación.

Este servicio puede ser solicitado directamente por los operadores petroleros para identificar áreas de oportunidad en sus procesos de medición, como parte de la mejora continua de sus actividades o por la Comisión Nacional de Hidrocarburos en sus actividades de supervisión y auditorías, en relación con el cumplimiento de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, que representan el marco regulatorio para todos los operadores petroleros en México.

Este tipo de servicios representa el apoyo técnico requerido por la industria petrolera en México para asegurar el cumplimiento de la regulación en las actividades de Medición de Hidrocarburos, lo que permite asegurar la confiabilidad en los volúmenes de hidrocarburos contabilizados en el proceso de extracción y transporte.

Para el IMP representa la capacidad de proporcionar servicios especializados con reconocimiento de su competencia técnica y la calidad de sus resultados en materia de medición de hidrocarburos. Adicionalmente, se han fortalecido y diversificado los servicios del producto Sistemas de medición de fluidos que ofrece la Dirección de Servicios en Exploración y Producción, a través de la Gerencia de Soluciones en Instalaciones Superficiales y Subsuperficiales, y se ha incrementado el desarrollo de las capacidades técnicas de los especialistas que participan en la atención de proyectos de esta área, contribuyendo a la confianza que tiene el cliente con los resultados generados por recursos humanos calificados.

Falla en el sistema eléctrico, ocasionada por exceso de generación intermitente: CFE

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En conferencia de prensa presidida por su director general, Manuel Bartlett, directivos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) detallaron los diferentes factores que se conjugaron el pasado 28 de diciembre durante el desbalance del Sistema Interconectado Nacional, que dejó sin suministro eléctrico a 10.3 millones de usuarios en el país.

Luis Bravo Navarro, coordinador de Comunicación Corporativa, explicó que «los sistemas eléctricos complejos de alta tensión en todo el mundo están expuestos a cientos de fallas que ocurren por causas fortuitas (climatológicas o accidentales) y generalmente afectan secciones pequeñas de su amplia cobertura de decenas de miles de kilómetros de líneas de alta tensión».

Sin embargo, dijo que en México «el Sistema Eléctrico Nacional opera con exceso de generación intermitente». Por ello, apuntó que en tanto se estima que en un futuro próximo se duplicará la capacidad de generación intermitente autorizada por la Comisión reguladora de Energía (CRE), esto incrementará el riesgo de confiabilidad del sistema nacional.

«El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) está obligado por ley a limitar en cada nodo la capacidad máxima a generar, para asegurar la confiabilidad. Esto implicará para los generadores privados reducir su producción anual», explicó.

Aclaró que «lejos de incrementar competitividad en el sector eléctrico, la participación privada en la expansión del sistema eléctrico en gobiernos anteriores dejó a CFE endeudada por 50,000 millones de dólares en el esquema de financiamiento PIDIRIEGAS, por inversiones en centrales eléctricas generadoras, líneas eléctricas, subestaciones, y el sistema de transporte de gas natural».

Bravo Navarro aseveró que «en México ni el gobierno federal, ni la gran industria, ni la mediana y pequeña industria, ni el sector comercio, así como los usuarios domésticos, pueden seguir subsidiando a los inversionistas privados».

Por su parte, Noé Peña Silva, director de CFE Transmisión, aclaró que no fue necesario que las llamas de un incendio de pastizal en el municipio de Padilla, Tamaulipas, alcanzaran las líneas de transmisión, ya que el humo y las pequeñas partículas desprendidas por el incendio ionizan el aire (lo que genera un arco voltaico que ocasiona una descarga de electricidad a tierra).

A su vez, Carlos Morales Mar, director de Operaciones de la CFE, explicó que además de la ionización del aire se conjugaron otras condiciones que provocaron la interrupción ocurrida, entre ellas, las condiciones climatológicas debido al Frente Frío 23.

Señaló que las descargas a tierra crearon una sobrecorriente, a su vez eso ocasionó que oscilara el sistema. Diferentes centrales generadoras intermitentes, sin capacidad para responder a la oscilación, se desconectarán del Sistema Eléctrico Nacional. Esta situación magnificó el problema porque en la zona de Tamaulipas existe una gran cantidad de generación intermitente.

«Fueron las centrales generadoras de la CFE las que dieron estabilidad al sistema para restablecer el suministro (entre ellas centrales de ciclo combinado, termoeléctricas, hidroeléctricas y geotermoeléctricas), ya que se necesitaba generación continua para resolver la oscilación y la baja frecuencia (causadas a su vez porque el incendio provocó un desbalance entre la generación y el consumo)», detalló.

Finalmente, Manuel Bartlett dijo que la Comisión Federal de Electricidad es la empresa más importante de México, una de las más grandes del mundo, y está al servicio del país. Es una fuente del progreso de México y sostén del Sistema Eléctrico Nacional: sin su respaldo para equilibrar a los generadores intermitentes, dicho Sistema se vería comprometido.

Ante las versiones que aseguran que la CFE debe invertir en el reforzamiento de las redes de transmisión, Bartlett Díaz enfatizó que la CFE lo ha hecho, sin embargo, toda inversión es insuficiente ya que se tendrían que crear sistemas dedicados ante el otorgamiento indiscriminado y sin planeación alguna de permisos de generación intermitente.

Por otra parte, dijo que ya se investiga el origen de un oficio señalado como apócrifo. Señaló que ese concepto es usado para distraer la atención de lo realmente importante: el correcto funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional y el restablecimiento inmediato gracias al respaldo proporcionado por las centrales generadoras de la CFE.

Noé Peña Silva apuntó que, como parte del protocolo al ocurrir una falla en la Red Nacional de Transmisión, siempre se solicita al personal responsable del área correspondiente un documento que avale el incidente que desencadenó la falla. La dirección a su cargo se dio a la tarea de realizar una investigación interna y ya levantó un acta de hechos con todo el personal involucrado. Detalló que la investigación fue turnada a la Auditoría Interna y Control Interno de la institución.

Tras reunión de la OPEP, México mantiene su cuota de producción

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La secretaria de Energía, Rocío Nahle, aseguró que México mantendrá su cuota de producción, luego de la reunión ministerial de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

Este martes los miembros de la OPEP reanudaron las discusiones y reafirmaron el compromiso continuo de los países participantes en la Declaración de Cooperación (DoC) con un mercado estable en el interés mutuo de las naciones productoras; el suministro eficiente, económico y seguro a los consumidores; y una rentabilidad justa del capital invertido.

En la reunión se recordó la decisión tomada por todos los países participantes el 12 de abril de 2020 para ajustar a la baja la producción total de petróleo crudo, las decisiones unánimes tomadas el 6 de junio de 2020 y los resultados del 3 de diciembre de 2020.

La reunión destacó los eventos sin precedentes de 2020 y el impacto de la pandemia de COVID-19 en la economía y los mercados mundiales, y elogió a los países participantes de la DoC por realizar los ajustes de producción de petróleo crudo más grandes y más largos de la historia en respuesta a los desafíos excepcionales y al mercado. condiciones causadas por la pandemia.

Se señaló que el aumento de las infecciones, el regreso de medidas de bloqueo más estrictas y las crecientes incertidumbres han dado lugar a una recuperación económica más frágil que se espera se traslade a 2021.

Por ello, la reunión reconoció que la confianza del mercado se ha visto impulsada recientemente por los programas de vacunas y la mejora de los mercados de activos, pero subrayó la necesidad de actuar con cautela debido a la debilidad de la demanda y los bajos márgenes de refinación, el elevado exceso de existencias y otras incertidumbres subyacentes.

La organización reconoció la necesidad de devolver gradualmente 2 millones de barriles por día (mb/d) al mercado, y el ritmo se determina de acuerdo con las condiciones del mercado. De tal forma, confirmó de nuevo la decisión tomada de aumentar la producción en 0.5 millones de barriles por día a partir de enero de 2021 y ajustando la reducción de producción de 7.7 mb/d a 7.2 mb/d.

La reunión reiteró la necesidad de continuar monitoreando de cerca los fundamentos del mercado, incluido el suministro fuera de la DoC y su impacto en el balance global del petróleo y la estabilidad general del mercado.

La reunión llamó la atención sobre el año excepcional de 2020 como un valor atípico que distorsiona el último promedio de cinco años de los niveles de existencias comerciales de petróleo de la OCDE. Recomendó mantener el promedio de 2015-2019 como una métrica más representativa, mientras se mantiene el último promedio de cinco años por el momento.

Afianza Siemens Gamesa su liderazgo en África con su primer proyecto en Etiopía

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Siemens Gamesa afianzó su liderazgo en África con el suministro de su primer parque en Etiopía, un país en el que las energías limpias comienzan a despegar para cumplir con ambiciosos objetivos en materia de energías renovables.

El parque eólico de Assela, con 100 MW de capacidad, estará situado entre las ciudades de Adama y Assela, aproximadamente a 150 km al sur de la capital, Addis Abeba, e inyectará energía limpia y competitiva a la red eléctrica del país.

Etiopía se ha fijado el ambicioso objetivo de suplir el 100% de su demanda doméstica de energía mediante energías renovables para 2030. Según el Banco Africano de Desarrollo, el país dispone de abundantes recursos, especialmente eólicos, con un potencial de 10 GW de capacidad, pese a que en la actualidad únicamente cuenta con 324 MW instalados.

«Siemens Gamesa quiere fortalecer su presencia en África y contribuir a la transición energética que se extiende por todo el continente. Estamos encantados de comenzar a trabajar en Etiopía y colaborar con la eléctrica estatal EEP para seguir avanzando en el impulso de las energías renovables y cumplir con los objetivos de energía limpia que ha establecido el país», ha subrayado Roberto Sabalza, CEO de Onshore para Africa y Sur de Europa de Siemens Gamesa.

El parque eólico de Assela estará compuesto por 29 aerogeneradores SG 3.4-132 y se espera que entre en funcionamiento a principios de 2023. El proyecto generará unos 300,000 MWh al año. Siemens Gamesa se encargará la construcción llave en mano del proyecto.

El proyecto será financiado a través de la agencia danesa Danida Business Finance (DBF), perteneciente al Ministerio danés de Asuntos Exteriores, y de un préstamo firmado entre el Ministerio etíope de Finanzas y Cooperación Económica y el banco Danske Bank A/S.

Se encamina Enel a ser la primera compañía en cerrar la generación con carbón en Chile

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Plantas Enel © Victor Idrogo / Iconica para Catalan Studio

El Grupo Enel, a través de su subsidiaria Enel Generación Chile S.A., desconectó y cesó las operaciones de la Unidad I de la planta generadora eléctrica operada en base a carbón, Bocamina, la cual se ubica en la municipalidad chilena de Coronel.

La Unidad I de 128 MW fue desconectada tres años antes de la fecha establecida en el Plan Nacional de Descarbonización de Chile. Con este hito, sumado al cierre de la central de carbón de Tarapacá el 31 de diciembre de 2019 y el cierre previsto de la última planta a carbón de Enel en Chile, la Unidad II de Bocamina, para mayo de 2022, la empresa avanza de manera constante hacia la descarbonización de su mix de generación en Chile.

“Hemos alcanzado un hito histórico respecto de nuestra presencia en Chile,” declaró Salvatore Bernabei, Gerente de Global Power Generation del Grupo Enel. “Estamos avanzando a toda velocidad hacia un mix de generación cada vez más sustentable. Para 2023, además de cerrar toda nuestra operación a carbón en Chile, que aún sumaba 636 MW hasta 2019, habremos completado alrededor de 2.4 GW de energías renovables adicionales en el país. En la actualidad, de los objetivos anteriores, ya hemos eliminado 286 MW de carbón con el cierre de Tarapacá y la Unidad I de Bocamina y tenemos alrededor de 1.3 GW de energías renovables en construcción. Asimismo, con el cierre de la Unidad II de Bocamina, se espera que pasemos a ser la primera compañía generadora eléctrica en cerrar la generación eléctrica en base a carbón en Chile.”

El cierre de la Unidades I y II de Bocamina se ha acelerado en relación a lo proyectado por Enel Generación Chile en el Plan Nacional de Descarbonización del país, firmado con el Ministerio de Energía de Chile el 4 de junio de 2019. Para ello, el 28 de mayo de 2020 el Grupo Enel informó al mercado acerca de su decisión de acelerar este cierre. El 6 de julio de 2020, Enel Generación Chile recibió la autorización de parte de la Comisión Nacional de Energía del país para desconectar la Unidad I de Bocamina.

El Grupo Enel ha situado la aceleración de la transición energética al centro de su Plan Estratégico para 2021-2023. Durante la presentación del Plan, que también incluye una Visión para 2030, Enel anunció que las inversiones en energías renovables, en línea con los modelos de negocios de «Ownership» y «Stewardship» del Grupo, se espera que conduzcan a una capacidad instalada de energías renovables por un total de más de 67 GW para 2023, con miras a alcanzar alrededor de 145 GW de capacidad instalada de renovables para 2030.

Enel también anunció que adelantaría la fase de eliminación del carbón para 2027 desde el 2030 anunciado previamente, dejando al Grupo bien posicionado para lograr su objetivo de descarbonización science-based del 80% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en 2030, en comparación con los niveles de 2017, y para alcanzar su objetivo de descarbonización total para 2050.