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Según pudo saber Energía Estratégica, al día de hoy 22 emprendimientos eólicos y solares fotovoltaicos han obtenido el visto bueno de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) para su avance, que en su conjunto totalizan 4.469 MW.

El departamento con mayores aprobaciones es La Guajira, con siete proyectos (en su mayoría eólicos) por 1.939 MW; le sigue Cesar, con cuatro iniciativas solares por 591 MW; y cierra el podio el Atlántico, con tres emprendimientos fotovoltaicos por 719,5 MW.

Luego, han sido aprobados dos proyectos en Cundinamarca -400 MW-; Santander -300 MW-; y Tolima -260 MW-. Y un emprendimiento en Sucre, de 130 MW; y Caldas, de 121 MW. Todos solares fotovoltaicos.



El último en ser aprobado -el pasado 15 de marzo- fue el Parque Solar Barzalosa, de 100 MW, que abarcarán 288,69 hectáreas en el municipio de Nariño, departamento de Cundinamarca.

El emprendimiento corresponde al área donde se localizará la infraestructura asociada al proyecto como; paneles solares, inversores, cabinas de control, subestación elevadora, caminos del proyecto, instalaciones de soporte temporales e instalaciones de soporte definitivas.

La viabilidad ambiental de este proyecto se fundamentó en una evaluación técnica, dentro de la cual se tuvo en cuenta el Estudio de Impacto Ambiental- EIA presentado, para los medios físico, biótico y social del área de influencia del proyecto; dentro de los aspectos evaluados y tenidos en cuenta para la toma de la decisión se encuentran la hidrología, hidrogeología, atmósfera, fragmentación y conectividad, lineamientos de participación entre otros.

Adicionalmente, se evaluó el análisis de los impactos ambientales que se pueden generar por el desarrollo de las obras y actividades del proyecto, así como las medidas de manejo y de monitoreo establecidas dentro del Plan de Manejo Ambiental -PMA; lo que permitió establecer la viabilidad ambiental del proyecto.

El proyecto de generación fotovoltaica Barzalosa comprende la construcción, operación y mantenimiento de una planta solar fotovoltaica, donde se proyecta una zanja de media tensión interna para llevar las líneas de media tensión en 34,5 kV hasta la subestación elevadora El Corral situada al interior de la planta. La planta fotovoltaica, será de 100 MW de potencia nominal en el Punto de Interconexión (POI) y 109,4 MW de potencia instalada.

Rodrigo Negrete, director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, destacó que “esto demuestra no solo el compromiso de la ANLA, sino el del Gobierno Nacional con los proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable en el país”.

“Desde esta entidad tenemos claro que estos son la piedra angular que permitirán una transición energética justa, asegurando el respeto a un ambiente sano y la participación efectiva de las comunidades potencialmente afectadas por los proyectos”, puntualizó.

El Parque Solar Barzalosa, es un proyecto que por su ubicación y características genera altas expectativas en la comunidad aledaña al proyecto, quienes han manifestado un impacto positivo por temas de empleo y desarrollo y por la usabilidad a futuro de energías renovables.

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El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile recibió otra oferta por la concesión de un terreno fiscal “Salar Grande Sur” de la comuna de Iquique, región de Tarapacá, para el desarrollo y construcción de un nuevo proyecto renovable.  

Dicho  terreno se sitúa en un lugar privilegiado de la Cordillera de la Costa, 8 km al norte de la Salina Bahía Blanca, y allí es posible albergar centrales de generación limpia ya que en el sector se encuentran próximas la subestación eléctrica Tarapacá (11 km) y la línea de transmisión eléctrica Tarapacá-Lagunas (220 kv).

Puntualmente, fue Cielpanel SpA la única compañía que ofertó por la región Sa, a una renta concesional de 1001 unidades de fomento (UF), lo que representó 604,05 más que lo mínimo previsto (396,95 UF).

La empresa propuso realizar un proyecto de 6 MW de capacidad en el terreno “Salar Grande Sur”, con una velocidad de inversión de 66 meses (5 años y medio), a partir de la adjudicación (en caso que lo sea). 

Y de este modo, es la segunda oferta de Cielpanel SpA en menos de dos semanas, ya que en los primeros días del mes corriente, la compañía también propuso construir un parque de 9 MW (a operar en 65 meses) en Mina Los Colorados, inmueble de 25,03 hectáreas situado 6,5 km al norte de la subestación homónima de la comuna de Huasco. 

El lado negativo de la convocatoria de la región de Tarapacá fue que no se presentaron ofertas en “Salar Grande” (comuna de Iquique) ni en “Pampa Perdiz” (Alto Hospicio), los otros dos terrenos fiscales licitados a la par que “Salar Grande Sur”. 

En el primero de los casos tenía las mismas características que aquel inmueble en el que sí hubo interés; mientras que “Pampa Perdiz” es un terreno equidistante entre Iquique y Pozo Almonte que cuenta con potencial renovable y está próximo a las líneas de transmisión eléctrica Iquique-Pozo Almonte (66 kv) y Tarapacá- Cóndores (220 kv).

Asimismo, resulta relevante aclarar que el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile detendrá tiempo hasta el martes 30 de junio del 2023 para llevar a cabo la adjudicación (o desestimación) de la concesión. 

Otras licitaciones en evaluación

Tras haber finalizado los 7 procesos en la región de Tarapacá, sólo queda una convocatoria abierta: Pampa Camarones 2, en Arica y Parinacota, que cubre 930 hectáreas en el extremo norte de Chile. 

Y la misma se trata de un territorio de gran extensión próximo a la quebrada de Vitor, cuenta con accesos por el norte y poniente a la ruta CH-5, con cercanía a la SE Chaca y la SE Vitor, así como las líneas de transmisión eléctrica Arica-Pozo Almonte (110kv) y Cóndores-Parinacota (220 kv). 

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El gobierno de Argentina prepara diversos cambios para el Mercado a Término de Energías Renovables, con el objetivo de darle una mayor continuidad a dicho segmento del sector energético, seguir atrayendo inversiones y que no se caigan los proyectos que ya fueron adjudicados con prioridad de despacho. 

Maximiliano Bruno, director nacional de Generación Eléctrica en la Secretaría de Energía, detalló que se modificará la Resolución 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería y que sólo restan algunas cuestiones para su publicación. 

“Hay muchos proyectos que entraron antes de la puesta en vigencia de la presentación del factor de mayoración (realizada en enero 2022) y otros con ese mecanismo. Y como algunos tuvieron ciertos problemas, como por ejemplo la traba de las importaciones, daremos una prórroga de dos años con un mecanismo similar que está, pero vamos a asegurar que las centrales se concluyan y no pierdan la prioridad de despacho que tenían asignada”, explicó. 

“Lo modificamos porque con la normativa actual se les terminaba el plazo y se caía la prioridad, pero entendemos que esos proyectos avanzaron o están cerca de finalizar a pesar de todas las dificultades que tuvo el país”, aseguró durante el evento “Actualidad y perspectivas en el mercado de Energías Renovables”, organizado por Aires Renewables y el estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

Asimismo, también se prevé brindar la posibilidad de que los proyectos que se presenten al MATER puedan hacer inversiones en el sistema de transporte, como por ejemplo estaciones transformadoras, bancos de capacitores o redes de transmisión, y tengan prioridad de despacho asignada por un determinado tiempo para hacer tales inversiones y vender energía. 

Cabe recordar que a principios del corriente año, la Cámara Eólica Argentina (CEA) presentó una serie de alternativas para sortear la falta de capacidad de transporte lo antes posible, una de las principales dificultades del sector renovable del país.

Una de esas propuestas hizo referencia a que el sector privado podría participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda. 

Y de igual manera, desde la CEA sugirieron expansiones que permitan el recupero de la inversión a largo plazo a través de un canon, tales como contratos PPA a raíz de manifestaciones de interés de proyectos renovables con ampliaciones de infraestructura eléctrica necesarias para llevar la energía sin restricciones hasta las ET que defina CAMMESA. 

“Por otro lado, hoy en día la capacidad de transporte es 0 o 100%, pero vemos la posibilidad de hacer algo cercano al 90% (o mayor) de seguridad para que los proyectos puedan vender energía. Es decir, nodos con menos del 10% del curtailment abren disponibilidad, lo que hará que los proyectos se puedan financiar mucho mejor que hoy en día”, complementó Bruno durante el evento en el Hotel Emperador de CABA. 

De todos modos, aún no está definido cuánta potencia se incluirá en el Anexo III, ya que CAMMESA debe hacer el estudio preciso, pero en aquellos lugares donde se pueda realizar, se probará esa nueva capacidad de transporte denominada “referencial tipo A”.

“Está casi todo escrito y definido, por lo que seguramente saldrá en 15 o 20 días y seguro la normativa estará para la próxima convocatoria del MATER, aunque no sé si el nuevo Anexo III porque lleva una cuestión técnica bastante compleja para CAMMESA”, cerró el director nacional de Generación Eléctrica. 

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Las convocatorias a licitaciones públicas abiertas se posicionan como la respuesta a las necesidades de un mercado eléctrico competitivo, transparente y sostenible.

En Honduras, aún está pendiente el lanzamiento oficial de un proceso licitatorio para la contratación de 450 MW y se espera que pueda ser lanzado este año 2023 (ver más). 

Durante el reciente megaevento de Future Energy Summit, referentes de gremios civiles y empresarios observaron que estos mecanismos de contratación son necesarios y deben primar por sobre las contrataciones directas.

“Desde el sector privado procuramos motivar a nuestro gobierno hoy por hoy a que las lance (…) deseamos licitaciones transparentes, competitivas y con una institucionalidad que resguarde y asegure el cumplimiento de los contratos (…) poder abrir licitaciones va a ser sano para el sector eléctrico renovable”, señaló Karla Martinez, presidente de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE).

Repasar lecciones aprendidas resulta de alto valor para no repetir deficiencias de procesos precedentes. Es por ello que la presidente de AHPEE, Karla Martinez, también se refirió a dos caras de las contrataciones previas de la ENEE a energías renovables.

“Imaginemos ese Boom de renovables que empezó con más de 500 MW – 300 MW primeramente y luego subió hasta cerca de 600 MW en un muy corto plazo- y para que tengan una idea la matriz energética la demanda máxima en ese momento andaba en 1600 MW, por lo que era bastante incursión solar”, indicó Martinez. 

Y continuó: “Teníamos un año seco donde no había mucha agua y un año en el cual también los combustibles estaban subiendo. Frente a esto, ¿qué dijo el gobierno? ‘Necesitamos rápidamente transicionar y motivar a la inversión solar para que rápidamente podamos cubrir la demanda’. Entonces se creó esta contratación de solar, que incluso tenían un incentivo y una fecha límite de entrada para poder estar operativas”.

Al respecto es preciso recordar que el proceso de contratación de energía solar fotovoltaica del 2014 resultó en 23 proyectos adjudicados de una capacidad máxima de 50 MW a un precio base de US$0.15 el kWh (CN 20/01/2014) con incentivos adicionales para aquellos proyectos que logren operación antes del 01/08/2015.

“Lo positivo de esto sin duda alguna fue que la Represa más grande de Honduras guardó agua porque toda la energía solar que en ese momento entró al Sistema Nacional fue agua almacenada que se pudo entregar en otros momentos, evitando racionamientos y alimentando el pico del mediodía de Honduras. Lo siguiente que fue positivo es toda la divisa y la reserva de combustible que no emigró, no salió de Honduras, producto de todo el combustible equivalente que no se compró en ese momento y por supuesto las emisiones de carbono que se evitaron y contribuyeron a la sostenibilidad”, valoró Martinez.

“¿Cuál es la cara que yo digo que no fue tan buena? Esto fue sucedió en un momento de emergencia, sucedió en un momento en el cual se necesitaba la rapidez en el cubrimiento de la demanda; pero 300 MW solares con una demanda en un solo punto es un reto para la operación de cualquier sistema eléctrico nacional. Las autoridades en ese momento no lo miraron y no se estaba hablando de servicios auxiliares que estaban siendo cubiertos desde la represa hidroeléctrica nacional y que hacía falta atender a largo plazo”, advirtió.

De allí es que gremios como la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) siguen de cerca estos temas y buscan que se establezca una regulación clara que permita un mayor despliegue y una oportuna remuneración de energías renovables, almacenamiento energético y servicios auxiliares.

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En el mega evento Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit, realizado en República Dominicana diferentes players de envergadura analizaron la coyuntura del sector fotovoltaico en la región.

Uno de ellos fue Sergio Rodríguez, Service Manager Latinoamérica en Solis, multinacional fabricante líder de inversores solares, quien destacó la fuerza de la generación distribuida en México y la importancia de crecer en proyectos de almacenamiento.

“Todo el sector solar mexicano se ha mantenido en los últimos años gracias a la generación distribuida. Estamos en un crecimiento anual de entre 450 y 550 MW tanto en proyectos residenciales como comerciales e industriales”, aseguró.

Según Rodríguez, la generación distribuida viene creciendo sana y sostenidamente, por lo que están trabajando en fortalecer sistemas de almacenamiento para regiones como Baja California y la península de Yucatán, donde la red es muy inestable. 

“Hoy en día hay clientes que ya pueden adquirir nuestros productos, unirlos a cualquier banco de baterías de cualquier marca, y pueden ser completamente independientes e incluso tener seguridad. Estamos apostando a eso, y el próximo año empezaremos a despegar en gran escala”, explicó.

En este sentido, remarcó: “El almacenamiento es el futuro. Aún hay un limitante en el costo de las baterías para proyectos residenciales y de gran escala, pero hacia esa tecnología vamos y tenemos más de 500 ingenieros trabajando todos los días para poder satisfacer y poder alimentar al mundo con energía limpia”, agregó.

Para el especialista si bien muchos inversores apuestan a proyectos desde 500 MW hasta 1GW, aún no hay confianza para poder dar el paso en México, lo cual no sucede en mercados como República Dominicana, donde sí hay certidumbre. 

“Estamos comprometidos con estos desarrollos en México sólo necesitamos políticas energéticas claras y responsables con un horizonte a largo plazo”, advirtió. 

No obstante, aclaró que el país necesita mucha más energía y que “a partir del 2024 México va a volver a despegar todos los proyectos que tenían detenidos”.

En tanto a nuevas soluciones tecnológicas, uno de los productos lanzado recientemente por Solis es el inversor híbrido S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US que admite la conexión de paneles solares y batería de alto voltaje. 

Este permite el control de la frecuencia y los vatios para la interoperabilidad con otros dispositivos inteligentes, proporciona energía de respaldo de fase dividida y ofrece múltiples modos de funcionamiento para adaptarse a distintos usos, entre otras características distintivas (ver detalle).

“La innovación es la parte central de toda empresa fotovoltaica. En 3 años vamos a tener más inversores, mucho más robustos y sobre todo tropicalizados para cada mercado, tales como Chile, Argentina y El Caribe”, aseveró.

En referencia a los distintos mercados que atienden, hizo hincapié: “Desde hace 18 años, estamos enfocados 100% en la electrónica de potencia en la fotovoltaica y tenemos adaptabilidad para los requerimientos de cada país. Cuidamos mucho la cadena de valor en cada mercado y estamos muy atentos a todos los cambios regulatorios y políticos”.

Con respecto a la evolución de los costos en la cadena de suministro, comentó: “Los precios de nuestros equipos se han mantenido en Latinoamérica y hemos aumentado nuestra capacidad de producción, lo cual ha ayudado a la eficiencia de todos los suministros”, remarcó.

 “Actualmente la demanda de inversores fotovoltaicos es inconmensurable. Somos un sector con bastante retos, pero como fabricantes seguiremos satisfaciendo el mercado”, concluyó.

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La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) reaccionó a las declaraciones del economista Andrés Dauhajre, quien afirmó que “las energías renovables son una nueva fuente de erosión para los ingresos de las empresas distribuidoras”.

A través de una nota de prensa, la directiva de ASOFER recordó que el objetivo del Estado y de cada una de las instituciones gubernamentales que lo componen, debe ser brindar servicios de calidad, sostenibles, ágiles, para mejorar la calidad de vida de los dominicanos.

Para nadie es un secreto que los problemas de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDE’s), desde hace más de dos décadas, no son los 11,514 usuarios que en un plazo de 10 años han optado por la instalar paneles solares para autoconsumo y se han acogido al exitoso Programa de Medición Neta.

Estos usuarios apenas representan el 0.38% del universo de clientes de las tres EDE’s y una autogeneración del 1.9% de la energía total demandada por las mismas, mientras que la demanda energética ha aumentado casi un 50% durante el mismo período. Esto quiere decir, que las ventas de las EDE’s han crecido 25 veces lo que los usuarios de medición neta han dejado de consumir de la red, una tendencia que se seguirá agudizando con el desarrollo del país y la movilidad eléctrica.

Esto queda evidenciado en la publicación realizada por el Ministerio de Energía y Minas en el Boletín de Distribución y Comercialización de Energía de las Empresas Distribuidoras de Electricidad para diciembre 2022 donde indica que, los cobros de las EDE’s tuvieron un incremento de 21.6%, equivalente a US$ 30.5 millones respecto a diciembre 2021.

De acuerdo al Art. 11 del Reglamento de Medición Neta, los cargos a ser considerados para la facturación de energía y potencia y cargo fijo, se corresponden con la tarifa del cliente que fija la Superintendencia de Electricidad (SIE) y su nivel de consumo. En ese sentido, la potencia máxima retirada solo se debe cobrar a aquellos usuarios que ya tienen incluido este cargo dentro de su régimen tarifario. Nos referimos a las tarifas denominadas BTD, BTH, MTD1, MTD2 y MTH, las cuales representan el 70% de los clientes con paneles solares. Los clientes con tarifa BTS-1 y BTS-2, con potencia menor a 10 kW no incluyen el cargo por potencia. Solo el cargo fijo y la energía retirada de la red.

La Ley 64-00, sobre Medio Ambiente y Recursos Naturales clasifica los tipos de estudios ambientales a realizarse, de acuerdo al impacto que tendrán en el medio ambiente. Los proyectos de generación distribuida tienen un impacto ambiental mínimo, por esa razón están exentos de la realización de estos estudios ambientales. Además, los proyectos a gran escala, tienen una finalidad distinta a los de generación distribuida, por lo cual no son comparables. El primero busca desarrollar una actividad comercial que implica la venta de energía a terceros. La generación distribuida busca reducir el consumo de la red, y autoabastecerse con fuentes renovables, no contaminantes. 

Las EDE’s tienen un déficit enorme, que se ha agrandado en los últimos años por diferentes motivos, por lo que querer cargar la culpa, a los clientes que hoy pueden optar por autogenerar su propia energía haciendo uso del sol y el viento, fuentes renovables, inagotables, que no contaminan y con las que tenemos la dicha de contar los 365 días del año, nos parece injusto. 

Marvin Fernández, presidente de ASOFER reconoció el gran avance que el país ha tenido en temas de energías renovables, y enfatizó que, por su gran aporte en la generación de empleos, aumento de la competitividad, resiliencia, apoyo en el cumplimiento de las metas de generación renovable, reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, entre otras, la generación distribuida requiere de un mayor apoyo y promoción por parte de las autoridades del sector eléctrico.  Labor que hasta ahora solo la han realizado entidades como la Comisión Nacional de Energía (CNE), ASOFER y empresas instaladoras de proyectos renovables. De esta forma se podrá lograr la masificación y democratización del uso de las energías renovables.

Desde ASOFER tenemos claro que el futuro de la República Dominicana pasa indudablemente por hacer a las grandes empresas y a las MiPyMES mas competitivas, con costos mas controlados, que les permita producir bienes y servicios en similares o mejores condiciones que sus pares Centroamericanos. Y la instalación de paneles solares para mejorar sus costos es una herramienta clave. 

 Desde nuestro punto de vista existen numerosas razones, para seguir apoyando la instalación de energía renovable en el país y no se trata de un acto de populismo, es mas bien un acto visionario que han asumido todos los países que desean brindar a sus ciudadanos un servicio de energía eléctrico eficiente, continuo y sostenible, pensando no solo en los ingresos de algunas empresas, sino en el futuro de todos.  Animamos a la población a seguir solicitando más y mejor energía renovable, porque el SOL no puede taparse con un dedo.

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The Net-Zero Circle by IN-VR se enorgullece en anunciar «Argentina Green Energy Summit 2023″, que tendrá lugar los días 27 y 28 de abril de 2023 en el Hilton Buenos Aires, totalmente patrocinada por Goldwind, Central Puerto, Schneider Electric, Martinez de Hoz & Rueda y con el principal apoyo de CADER.

El programa del evento tiene como objetivo arrojar luz sobre los prolíficos proyectos renovables de Argentina, incluyendo proyectos estratégicos actuales y futuros de energía solar, eólica, hidroeléctrica e hidrógeno verde, al tiempo que ofrece una plataforma única para que las empresas de Argentina se conecten y colaboren en un foro dedicado exclusivamente a los líderes de las energías renovables.

“El potencial renovable de Argentina es inmenso y está listo para ser explorado. El momento es ahora para los operadores nacionales y globales que desean adentrarse en uno de los mercados energéticos más importantes a nivel mundial. La plataforma explorará y presentará exactamente eso, en forma de diálogo de muy alto nivel y presentación de proyectos verdes actuales y futuros», comentaron los fundadores de IN-VR, Chryssa Tsouraki (CEO) y Stelios Papagrigoriou (Exec. chairman).

¿Con quiénes se encontrará en Argentina Green Energy Summit?

Mario Pizarro, Secretario de Energía, Provincia de Jujuy
Llamil Abdala, Subsecretario de Industria, Provincia de Santiago del Estero
Marcelo Nieder, Director de Desarrollo de Energías Renovables y Eficiencia Energética, Provincia de Jujuy
Carlos Villar, Presidente, Hins Energía
Hernán Letcher, Vicepresidente, YPF Litio
Jesús Maravi, CEO, Exergy Corp
Juan Carlos Caparros, Presidente, EPSE
Martin Mandarano, CEO, YPF Luz
Martin Parodi, Director Ejecutivo, Total Eren
Roberto Salvarezza, Presidente, Y-TEC
Sergio Ruiz, Vicepresidente, EPSE
Rubén Turienzo, Director Comercial, Pampa Energía
Sergio Romano, Gerente de Enlace Tecnológico, CONICET.

Como la única plataforma de networking de energías renovables en Argentina, los asistentes tendrán la oportunidad exclusiva de sumergirse en el mundo de los principales líderes del sector energético durante dos días, obteniendo valiosos conocimientos y forjando nuevas conexiones.

La Cumbre abordará una serie de temas fundamentales para el desarrollo de las energías renovables en Argentina.

Entre ellos se incluye una perspectiva sobre el futuro de la industria en el contexto de la descarbonización, así como una exploración de las oportunidades para atraer inversiones extranjeras directas e impulsar el crecimiento. Además, la Cumbre se centrará en la tecnología necesaria para acelerar la transición a las energías renovables.

IN-VR: Sobre el organizador

IN-VR es el principal organizador de campañas de comercialización de todo el espectro energético, desde los reguladores, a las extractivas tradicionales, pasando por las renovables, la generación de electricidad, el hidrógeno y las tecnologías de transición energética, incluida la captura y almacenamiento de carbono, respaldadas por los gobiernos en las regiones de América Latina y el Caribe, el Mediterráneo, el Norte de África, los Balcanes y APAC.

Apoyamos a los gobiernos en su camino para convertirse en productores de energía líderes organizando más de 2.200 reuniones B2B y B2G al año, que dan lugar a nuevos contratos y asociaciones en todo el mundo.

Contacto

Para más información, visite: www.in-vr.co/argentina-green-energy

O póngase en contacto con: cynthia@in-vr.co

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A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

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A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de que el marco regulatorio no avanza al ritmo de las tecnologías, Latinoamérica se ha convertido en una de las regiones más atractivas del mundo para invertir en desarrollos renovables.

En este marco, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, multinacional con 27 centrales de generación en Chile y Perú, devela su amplia cartera de proyectos renovables y plantea sus desafíos a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas para 2023?

Buscamos agilizar el plan de expansión que nos hemos trazado de cara al 2030. Actualmente, Colbún tiene un 16% de participación en generación del sistema eléctrico chileno y una potencia instalada cercana a los 3.800 MW, y propusimos levantar al menos 4.000 MW de aquí al término de la década; es decir duplicar nuestra capacidad instalada. La inversión de ese crecimiento es de alrededor de US$ 4.000 millones, de los cuales ya materializamos cerca de US$ 500 millones entre 2021 y 2022. Para este año, estimamos concretar alrededor de US$ 650 millones, asociados principalmente a nuestro proyecto eólico Horizonte. Es decir, ya hemos desembolsado y comprometido más de US$ 1.000 millones en el desarrollo de energías renovables.

¿Cuáles son las novedades, y retos para el 2023?

Colbún se encuentra en un momento favorable. Tenemos una situación financiera sólida, un destacado equipo en términos humanos y profesionales, un importante alineamiento estratégico interno, diversos proyectos en distintas etapas y accionistas que nos apoyan en el crecimiento. Un desafío para este año es lograr que nuestro plan estratégico se cumpla de la mejor manera posible.

En términos específicos, nuestro parque solar Diego de Almagro (230 MW, Región de Atacama), inaugurado en 2022, se encuentra en operación comercial, proyecto que además contempla nuestro primer sistema de almacenamiento en baterías, el cual está en pleno proceso de puesta en marcha; y el parque eólico Horizonte (812 MW, Región de Antofagasta) está en plena construcción y aspiramos a que genere sus primeros GWh este año. En términos de almacenamiento, construimos en 2022 un sistema de baterías por 8 MW de potencia y 32MWh de energía en la planta solar Diego de Almagro Sur y estamos evaluando nuevos proyectos por 600 MWh adicionales.

En cuanto a Perú, a través de Fenix venimos trabajando en el desarrollo de una cartera de potenciales proyectos renovables por 1.900 MW, ubicados en la costa norte y la costa sur de ese país, cuya materialización dependerá de las autorizaciones ambientales y de la demanda del mercado. El objetivo es añadir un «piso» de 400 MW de capacidad instalada con renovables. Este plan de fuente variable, sumado al actual activo termoeléctrico, dejará a Fenix en una buena posición para ofrecer energía continua al sistema, otorgando flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico de Perú. Además, permitirá satisfacer la demanda energética de grandes clientes como mineras y grandes industrias.

Finalmente, otro reto es continuar consolidando nuestra estrategia comercial, ofreciendo a nuestros clientes -tanto regulados como libres- un suministro competitivo y confiable así como una oferta integral de soluciones energéticas. Un resultado de lo anterior es que a fines de 2016 Colbún tenía 3 clientes libres y a la fecha contamos con más de 300.

¿En qué proyectos están trabajando en torno al hidrógeno verde?

Consideramos la producción de hidrógeno como una extensión natural de nuestro negocio core, muy alineado con nuestra cartera de proyectos renovables. Nuestra estrategia apunta a usar H2V para descarbonizar la industria doméstica y posicionar a Chile en la producción mundial de combustibles limpios.

En enero de este año establecimos una alianza con el conglomerado japonés Sumitomo para desarrollar proyectos de hidrógeno verde para producir amoniaco. Este acuerdo permitirá que ambas compañías estudiemos, la factibilidad de desarrollar en las regiones de Antofagasta y Magallanes proyectos industriales destinados a elaborar amoniaco verde en base a hidrógeno verde.

El año 2022 fue muy activo en materias de H2V. Además de crear la Gerencia de Hidrógeno Verde, Colbún conformó un consorcio con varios actores y el Aeropuerto de Santiago para explorar usos de este combustible en sus instalaciones, buscando que éste se transforme en el primer aeropuerto de América Latina en operar con hidrógeno verde y acelerar su meta de descarbonización. A eso se suma alianza establecida en 2021 con Komatsu Cummins para proyectos H2V en electromovilidad.

Continuaremos impulsando con fuerza el desarrollo del H2V, en particular a través de alianzas con productores y potenciales consumidores de este combustible.

¿Cuáles son los desafíos regulatorios en Chile en favor de las renovables?

Hay diversas señales, cada vez más urgentes, de que es necesario convocar a un profundo proceso de revisión de nuestro modelo energético. Hasta la fecha, hemos ido perfeccionando el actual modelo con parches y leyes cortas, pero luego de 40 años de un exitoso modelo a nivel mundial, ya es hora de preguntarnos si el modelo vigente es la mejor opción para que nos acompañe por los siguientes 40 años, y nosotros creemos que no.

Urge también la nueva ley de distribución eléctrica, la cual quedo entrampada en el gobierno anterior. Es una pieza clave para poder seguir avanzando con la generación distribuida, la electromovilidad y la eficiencia energética.

Considero también muy importante -con motivo del actual proyecto de ley de cuotas ERNC- que se incluya a las centrales hidroeléctricas como parte de la oferta ERNC, ya que son una complementación perfecta para el resto de las tecnologías renovables. Creemos que es importante que la regulación reconozca adecuadamente el rol que la hidroelectricidad de embalse puede tener como fuente de almacenamiento de energía.

Si queremos fomentar el desarrollo de las energías solar y eólica, hay obstáculos relevantes, tales como la congestión en las líneas de transmisión (en particular desde el Norte hacia la zona Centro-Sur) y la escasez de sistemas de almacenamiento, como una manera de paliar los actuales vertimientos que ocurren cada vez con mayor frecuencia en el Norte de Chile.

No obstante, Chile es uno de los países de América Latina que más ha avanzado en cuanto a la incorporación de energía solar y eólica a su matriz. Considerando cifras al 2021, es el segundo país del continente americano con mayor penetración de energía solar y eólica, sólo superado por Uruguay. La actual ley ERNC ponía una meta de 20% de la energía producida en Chile al 2025, y en 2022 terminamos con 33% de renovables.

A todo lo anterior se suma la necesidad inminente de promover una adecuada planificación territorial, que incorpore a los actores locales en la definición de ubicaciones para los alrededor de 20.000 MW de energía renovable que Chile requiere para lograr el retiro de las carboneras a 2030 como parte de la transición energética.

Por otro lado, la última licitación de clientes regulados se declaró prácticamente desierta. Para el próximo proceso como compañía esperaríamos que revisen las bases del proceso y se resuelvan ciertas incertidumbres. En la medida que se den señales claras al mercado, podemos resguardar situaciones de insolvencia y aumentar las garantías para poder resguardar al cliente final.

La entrada Con una inversión de 4 mil millones de dólares, Colbún planea duplicar su capacidad instalada a 7800 MW para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

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A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

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A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

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A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

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A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

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En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

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A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de contar con dificultades en el marco regulatorio, los desarrolladores de proyectos renovables en Colombia no se detienen y buscan ampliar sus alcances hacia diferentes regiones como Centroamérica y el Caribe a través de partners estratégicos.

En efecto, durante el mega evento Future Energy Summit realizado en Santo Domingo, República Dominicana, Fernando Vásquez Rodríguez,  Renewable Energy Initiative Leader en Empresas Públicas de Medellín (EMP) comentó los distintos desarrollos limpios que tienen en cartera y brindó las proyecciones a corto plazo en Colombia y la región.

“En Colombia tenemos presencia como operador de red solar y definimos hubs de desarrollo, donde queremos unir diferentes fortalezas. Buscamos desarrollar nuestro portafolio de 1 GW para el 2030”, estimó. 

“Todo este portafolio de proyectos ha venido sufriendo un poco con los cambios regulatorios y tuvimos que revisar la estrategia de crecimiento. De 57 GW que se tenían en solicitud, se aprobaron 7.5 GW aproximadamente y eso cambió la perspectiva. No obstante, no paramos y seguimos con la senda de desarrollo de proyectos renovables”, agregó.

De esta forma, aclaró que de los 600 MW solares que hay hoy construidos en Colombia, 300 ya están legalizados ante el sistema y el resto están en pruebas. La mayoría son de 20 y 10 MW.

“Los dos primeros proyectos grandes del país son de Enel y están en El Paso y La Loma. También, vendrán muchos más proyectos que surgieron de las últimas subastas de licitación”, anticipó.

A su vez, el especialista remarcó que pusieron en operación el primer proyecto eólico en la zona de La Guajira: “Esto nos permitió encontrar 12 sitios interesantes con muy buen recurso, donde tenemos medición de régimen de viento del año 2007 en diferentes alturas desde 50 a 120 metros. Sobre eso, tenemos un portafolio de 1 GW de proyectos en cada zona”.

Si bien aclaró que actualmente solo tienen un proyecto de 200 MW vinculado a la primera línea colectora que se está construyendo, estimó que en 3 años entraría en operación y se desplegarán más MW en desarrollo. Según el experto, los demás proyectos estarán unidos a las siguientes líneas proyectadas en la zona para poder evacuar toda esta generación eólica. 

Por su parte, Vásquez Rodríguez habló del interés por expandirse y crecer en Centroamérica y el Caribe: “Recientemente iniciamos nuestro primer proyecto en El Salvador de 30 MW y vamos muy bien. Es clave tener partners en cada geografía. Tenemos especial atención en República Dominicana y en Guatemala, El Salvador y Panamá, que es donde tenemos nuestras filiales”.

En efecto, desde EMP están creando una nueva filial de generación que atenderá todo el mercado en Centroamérica y en el Caribe:“Vamos a atacar los países en donde ya tenemos filiales y estamos buscando partners para llegar de una manera rápida y contundente en esos países”. 

La entrada Empresas Públicas de Medellín planea desarrollar 1 GW solar y eólico para el 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Cámara de Diputados de Chile aprobó, por amplia mayoría y con ciertas modificaciones de la Comisión de Minería y Energía, el proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional. 

La iniciativa que pasó al Senado a segundo trámite constitucional hace alusión a la incorporación de sistemas de almacenamiento en el SEN y aumenta de forma paulatina la meta porcentual de energías renovables no convencionales (ERNC) hacia los próximos años, entre otras cuestiones. 

Puntualmente, el proyecto aprobado determina que los contratos firmados con posterioridad al 1 de enero de 2023 estarán obligados a contar con un 25% de renovables al año 2023; mientras que a partir de 2024, dicho porcentaje se incrementará un 5% anualmente, hasta llegar al 60% en 2030.

Aunque las generadoras de electricidad (o aquellas empresas que posean sistemas de almacenamiento propios o contratados) estarán obligadas a comercializar ERNC, al menos, en un 40% al 2030 en cada bloque temporal dentro del día.

Y si bien esto es visto como positivo desde el sector energético, para Carlos Finat, asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores, todavía quedan ciertas cuestiones a resolver para que se puedan cumplir tales metas y que la transición avance de forma fructífera. 

“El PdL ayuda ya que tiene una serie de medidas que incentivarían la incorporación de renovables; sin embargo pierde fuerza por la coyuntura que atraviesan hoy en día, debido a la saturación del sistema de transmisión que provoca limitaciones en la generación y costos marginales cero. Es decir que no es suficiente, aunque sí un paso positivo de otras medidas que se deben tomar”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, el incentivo de mezclar las renovables con almacenamiento va en el sentido correcto, pero no su implementación desde el momento que se considera que cualquier inyección proveniente de storage se trate como una inyección de renovables, hecho que no se cumple siempre. Por lo que se tendría que aclarar bien de qué fuente proviene y ser consistente con que la descarga de ese equipo se considerará como tal en la medida que esté respaldada por una carga equivalente con ERNC”, agregó. 

Para tales efectos, se espera que el reglamento detalle los requisitos necesarios de ese tipo de equipos como también establezca los bloques temporales, los cuales deberán representar “adecuadamente” la variabilidad diaria conjunta de la generación proveniente por medios de generación renovables y la demanda. 

Asimismo el Coordinador deberá contabilizar tanto los volúmenes de retiro como de inyección del storage, de manera que no exista una duplicidad en la contabilización de las inyecciones de proyectos de ERNC. 

De todos modos, el asesor de Transición Energética y Cambio Climático en KAEL Consultores y también exdirector ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) insistió en que primeramente se deben brindar alternativas para evitar situaciones financieras críticas y la salida de empresas renovables del mercado de corto plazo.

“La industria espera señales pero sólo la de la ley no es suficiente. Tenemos la distorsión que obliga a vender energía a costo cero y que ya significó la entrada en concurso de liquidación de una compañía de energía renovable y no se descarta que se repita a futuro; por lo que hay que atender a mediano y largo plazo con la ley y, por otro lado, a los temas de corto plazo que es resolver ciertos problemas para valorizar las inyecciones en un costo distinto a cero y “razonable” (ver propuesta)”, concluyó Finat. 

La entrada Diputados de Chile aprobaron proyecto que impulsa la participación de las energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

La entrada Rope Robotics espera la consolidación de sus robots que reparan aerogeneradores cuatro veces más rápido se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la intención de reducir el coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés), las empresas de aerogeneradores de alta potencia fabrican plataformas cada vez más grandes. Ya se han anunciado equipos en torno a los 8 MW que se están instalando en las praderas y, en el mar, maquinas que tendrán una capacidad desde los 15 y hasta los 18 MW.

En línea con estos desarrollos tecnológicos, y para contribuir a la reducción del LCOE, es que Rope Robotics patentó el primer robot, denominado «BR-8», que realiza reparaciones comerciales, tras más de 18 meses en funcionamiento en tierra en tres continentes, reparando más de 150 palas de aerogeneradores dañadas por la lluvia.

Desde la compañía anticipan que estos robots se comenzarán a comercializar a partir del 2024. Y aseguran que la reparación eficaz del borde de ataque de la pala contribuye a la extensión de la vida útil de uno de los componentes más costosos de una turbina eólica, que representa del 25 al 30% del coste de construcción.

En una entrevista para Energía Estratégica España, Kristina Madsen, Chief Operating Officer (COO) de Rope Robotics ApS, revela los próximos pasos de la compañía respecto al BR-8, el cual asegura arregla palas “hasta 4 veces más rápido” que el método convencional de reparación manual”.

¿Cómo es la mecánica de funcionamiento de estos robots denominados BR-8?

El robot consta de una plataforma/locomotora con un brazo robótico. Es una plataforma donde se pueden agregar varias herramientas, pudiendo llevar 8 herramientas diferentes. El brazo robótico cambia de herramienta según la tarea que esté realizando.

El robot es muy rápido de reconfigurar para otras tareas, ya que esto se puede hacer en cuestión de minutos y, por lo tanto, se pueden resolver más trabajos en el mismo día.

El robot se mueve a lo largo de la pala sostenido por cuerdas sujetas a la parte superior de la turbina eólica, un sistema de suspensión flexible y vacío dividido en secciones asegura que el robot esté unido de manera estable a la pala.

Dos cuerdas de robot están ancladas en la góndola y unidas al robot. Las cuerdas se sueltan y enrollan según tengamos que subir o bajar

El robot está equipado con una cámara de alta resolución y un escáner láser que brinda al operador información detallada para diagnosticar daños y tomar decisiones de reparación.

La documentación del proceso es una parte integrada del flujo de trabajo y asegura una documentación de alta calidad.

¿En cuánto mejora la rentabilidad de un parque eólico terrestre?

Los comentarios de los clientes hasta ahora confirman nuestros cálculos de que, después de seis meses, la inversión en el servicio de reparación de robots ha valido la pena.

Mejora 3% AEP X Turbina 6 MW X Factor capacidad 35% X 180 días (6 meses) X 24 horas = 275.000 KWh

275.000 KWh X 0,1 EUR = 27.500 EUR

El costo de reparación es menor que eso.

Nuestro proceso de reparación es hasta 4 veces más rápido que el de reparación manual. Un equipo de 2 robots y 3 técnicos puede completar la reparación de 2 turbinas en 2-3 días. Para 3 técnicos que lo hacen manualmente, toma hasta 6 días completar 1 turbina: es un factor 4 en eficiencia.

El menor tiempo de inactividad de la turbina cuando se utiliza un robot también es significativamente menor.

¿Y cuáles son los resultados de uno marino aplicándose esta tecnología en lugar de métodos convencionales?

Y en términos de alta mar, la optimización es aún más significativa. Es, por ejemplo, muy costoso para movilizar en alta mar y menor tiempo donde las reparaciones son posibles. Por lo tanto, es muy importante ser lo más eficiente posible cuando el clima es bueno para la reparación.

Teniendo en cuenta que han anunciado que estos equipos se comenzarán a comercializar en 2024, ¿cuántos robots pretende presentar Rope Robotics ese año y en qué países?

Prevemos que en 2024 tendremos aproximadamente 400 turbinas con 6 robots activos. (NdelR: en los últimos 18 meses la compañía reparó 150 palas de aerogeneradores dañadas).

Alquilamos nuestro robot a ISP (proveedores de servicios independientes) externos que optimizan así su trabajo en el sitio de la turbina eólica.

Faltan técnicos para realizar tareas de mantenimiento, nuestro robot es una capacidad extra para todos los ISP existentes en el mercado.

¿Cuántos de estos robots podrían estar funcionando al mismo tiempo dentro de un parque eólico, sea terrestre o marino?

«Robótica de enjambre», la misma tendencia de la agricultura es posible aquí. Rope Robotics (RR) ya ha tenido varios robots funcionando al mismo tiempo.

Con el uso de inteligencia artificial, esperamos aumentar significativamente la cantidad de robots que 1 técnico puede operar simultáneamente.

¿Este es el futuro del mantenimiento de los parques eólicos?

Varios países tienen legislación sobre servicio y mantenimiento que debe manejarse de la manera más segura posible. Se debe utilizar la alternativa más segura. A medida que las turbinas crecen y crecen, más rápido surge la necesidad de mantenimiento. Y los clientes de hoy son muy conscientes de lograr el máximo rendimiento de producción.

En los próximos años, habrá una escasez aún mayor de técnicos porque la mano de obra también se debe utilizar para establecer grandes proyectos nuevos de aerogeneradores.

¿Cree que es un aporte a la competitividad de la LCOE eólica?

No hay duda de que nuestro robot puede ser importante en términos de garantizar la máxima utilización de la turbina, inteligencia artificial porque la tripulación es difícil de encontrar.

La contribución se vuelve mayor a medida que aumentan las funcionalidades del robot. En los próximos años, el robot podrá manejar aún más tareas relacionadas con el servicio y mantenimiento de las palas.

Limpieza, lijado y restauración de la pala.

De acuerdo a lo informado por la compañía, la reparación consta de tres fases. El primero comienza con el equipo lijando el área dañada. Una segunda herramienta limpia la superficie con un cepillo y alcohol para eliminar la suciedad y la grasa.

Esto es seguido por una herramienta dosificadora patentada, que aplica el material protector de vanguardia (LEP) mientras que la herramienta esparcidora, también patentada, reconstruye la forma aerodinámica óptima de la pala, alisando el material a estándares predefinidos.

Control remoto en pantalla y documentación

Controlado a distancia en pantalla por un técnico que observa las imágenes en vivo, el robot realiza cada paso con gran precisión y consistencia, asegurando así la calidad. Todas las imágenes se graban y sirven como documentación, un requisito global para el mantenimiento de turbinas eólicas.

Concedido dos patentes que cubren el sistema de robot, el método, la herramienta esparcidora y la herramienta dosificadora, el robot tardó cinco años en desarrollarse y se lanzó comercialmente en 2021.

Ventana meteorológica extendida; Planes para reparaciones autónomas impulsadas por IA

Después de que se establece el daño en el borde de ataque, típicamente mediante drones, la granja eólica o el proveedor de servicios contrata a Rope Robotics, que suministra el robot junto con el entrenamiento y soporte técnico en el sitio.

El robot ha sido probado en el campo a velocidades del viento de hasta 14 metros por segundo, una humedad relativa de hasta el 80 por ciento y temperaturas de 0 a 40º grados centígrados.

Utilizando los resultados de las más de 150 reparaciones de palas ya realizadas en todo el mundo, Rope Robotics está invirtiendo en inteligencia artificial (IA) para ofrecer reparaciones autónomas en el futuro.

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