Para apoyar la rápida ampliación mundial de la energía limpia basada en el océano, la OREAC ha publicado «The Power of Our Ocean» (El poder de nuestro océano) como documento de orientación para que los países aceleren el desarrollo de la energía eólica en alta mar y cosechen los beneficios socioeconómicos, ambientales y de salud que puede ofrecer.

La OREAC es una iniciativa dirigida por los principales desarrolladores, proveedores de tecnología, empresas de servicios públicos y organizaciones sin fines de lucro del sector de la energía en alta mar, formada después del llamamiento a la adopción de medidas climáticas urgentes basadas en los océanos que hizo en 2019 el Grupo de alto nivel para una economía sostenible de los océanos.

La OREAC ha publicado este nuevo informe y un conjunto de herramientas de evaluación de la preparación del mercado de la energía eólica marina, y está colaborando con los gobiernos de todo el mundo para apoyar su desarrollo de la energía eólica marina.

En su nuevo informe, la OREAC esboza una hoja de ruta para apoyar la ampliación sostenible de la energía renovable basada en el océano y cinco elementos fundamentales para el crecimiento de un mercado de la energía eólica marina: políticas estables, visibilidad de los oleoductos, instituciones dotadas de recursos, un público comprometido y de apoyo y un entorno competitivo.

El informe concluye que si se logra la visión de 1.400 GW, esto podría ahorrar 1,88 billones de dólares en costos de salud pública relacionados con la contaminación, un área que actualmente se encuentra bajo presión por la pandemia de COVID-19.

La energía eólica marina es también una industria importante para revitalizar las comunidades costeras y apoyar el desarrollo de la infraestructura crítica.

Benj Sykes, Jefe de Desarrollo de Mercado, Consentimiento y Asuntos Externos de Ørsted, comentó: «La energía eólica marina es una de las tecnologías a gran escala más eficaces de que se dispone y que puede reducir las emisiones mundiales de carbono y desplazar a los combustibles fósiles».

Stephen Bull, Vicepresidente Principal de Energía Eólica en Alta Mar de Equinor, añadió: «La energía eólica marina ha demostrado ser un importante impulsor de puestos de trabajo, inversión local, energía asequible, estabilidad de la red y seguridad energética en países de todo el mundo, pero repetir la historia de éxito de la energía eólica marina en nuevos mercados no es «copiar y pegar».

La OREAC y sus miembros están dispuestos a trabajar con los gobiernos para ayudar a encontrar las soluciones y hojas de ruta adecuadas para ampliar sus mercados de energía eólica marina y cosechar los beneficios sociales, ambientales y económicos asociados».

El informe completo es obra de BVG Associates y contiene datos, estudios de casos y directrices para alcanzar la visión de la OREAC de 1.400 GW de energía eólica marina para 2050.

La OREAC seguirá colaborando con los gobiernos para realizar su potencial energético oceánico en el período previo a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre los Océanos del año próximo.

Para apoyar la rápida ampliación mundial de la energía limpia basada en el océano, la OREAC ha publicado «The Power of Our Ocean» (El poder de nuestro océano) como documento de orientación para que los países aceleren el desarrollo de la energía eólica en alta mar y cosechen los beneficios socioeconómicos, ambientales y de salud que puede ofrecer.

La OREAC es una iniciativa dirigida por los principales desarrolladores, proveedores de tecnología, empresas de servicios públicos y organizaciones sin fines de lucro del sector de la energía en alta mar, formada después del llamamiento a la adopción de medidas climáticas urgentes basadas en los océanos que hizo en 2019 el Grupo de alto nivel para una economía sostenible de los océanos.

La OREAC ha publicado este nuevo informe y un conjunto de herramientas de evaluación de la preparación del mercado de la energía eólica marina, y está colaborando con los gobiernos de todo el mundo para apoyar su desarrollo de la energía eólica marina.

En su nuevo informe, la OREAC esboza una hoja de ruta para apoyar la ampliación sostenible de la energía renovable basada en el océano y cinco elementos fundamentales para el crecimiento de un mercado de la energía eólica marina: políticas estables, visibilidad de los oleoductos, instituciones dotadas de recursos, un público comprometido y de apoyo y un entorno competitivo.

El informe concluye que si se logra la visión de 1.400 GW, esto podría ahorrar 1,88 billones de dólares en costos de salud pública relacionados con la contaminación, un área que actualmente se encuentra bajo presión por la pandemia de COVID-19.

La energía eólica marina es también una industria importante para revitalizar las comunidades costeras y apoyar el desarrollo de la infraestructura crítica.

Benj Sykes, Jefe de Desarrollo de Mercado, Consentimiento y Asuntos Externos de Ørsted, comentó: «La energía eólica marina es una de las tecnologías a gran escala más eficaces de que se dispone y que puede reducir las emisiones mundiales de carbono y desplazar a los combustibles fósiles».

Stephen Bull, Vicepresidente Principal de Energía Eólica en Alta Mar de Equinor, añadió: «La energía eólica marina ha demostrado ser un importante impulsor de puestos de trabajo, inversión local, energía asequible, estabilidad de la red y seguridad energética en países de todo el mundo, pero repetir la historia de éxito de la energía eólica marina en nuevos mercados no es «copiar y pegar».

La OREAC y sus miembros están dispuestos a trabajar con los gobiernos para ayudar a encontrar las soluciones y hojas de ruta adecuadas para ampliar sus mercados de energía eólica marina y cosechar los beneficios sociales, ambientales y económicos asociados».

El informe completo es obra de BVG Associates y contiene datos, estudios de casos y directrices para alcanzar la visión de la OREAC de 1.400 GW de energía eólica marina para 2050.

La OREAC seguirá colaborando con los gobiernos para realizar su potencial energético oceánico en el período previo a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre los Océanos del año próximo.

Desde 2012, la fuente ya ha aportado más de 35.000 millones de reales en nuevas inversiones al país y ha generado más de 210.000 empleos acumulados.

En el segmento de la generación centralizada, el Brasil tiene tres gigavatios (GW) de potencia instalada en plantas solares fotovoltaicas, el equivalente al 1,6% de la matriz eléctrica del país.

En 2019, la fuente fue la más competitiva entre las fuentes renovables en las dos subastas de nuevas energías, A-4 y A-6, con precios medios inferiores a 21 dólares de los EE.UU. por MWh.

Actualmente, las grandes centrales de energía solar son la séptima fuente de generación más grande de Brasil, con empresas en funcionamiento en nueve estados brasileños, en el Nordeste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), Sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y Centro-Oeste (Tocantins). Las inversiones acumuladas en este segmento superan los 15.000 millones de reales.

Sumando las capacidades instaladas de los segmentos de generación distribuida y generación centralizada, la fuente solar fotovoltaica ocupa el sexto lugar en la matriz eléctrica brasileña, detrás de las fuentes hidroeléctricas, eólicas, de biomasa, de gas natural y de diesel termoeléctrico y otros combustibles fósiles.

La fuente solar ya representa más que la suma de toda la capacidad instalada de las centrales eléctricas de carbón y nucleares, que asciende a 5,6 GW.

En el segmento de la generación distribuida, hay más de 4,0 gigavatios de potencia instalada de la fuente solar fotovoltaica, lo que representa R$ 20.000 millones en inversiones acumuladas desde 2012, repartidas en las cinco regiones del Brasil.

La tecnología solar se utiliza actualmente en el 99,9% de todas las conexiones distribuidas en el país, liderando el segmento con facilidad.

En cuanto al número de sistemas instalados, los consumidores residenciales encabezan la lista y representan el 72,8% del total. Luego vienen las empresas de los sectores del comercio y los servicios (17,3%), los consumidores rurales (7,0%), las industrias (2,5%), el poder público (0,4%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,03%) y el alumbrado público (0,01%).

En cuanto a la potencia instalada, los consumidores de los sectores de comercio y servicios lideran el uso de la energía solar fotovoltaica, con el 38,5% de la potencia instalada en el país, seguidos de cerca por los consumidores residenciales (38,0%), los consumidores rurales (13,2%), las industrias (8,9%), la energía pública (1,2%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,1%) y el alumbrado público (0,02%).

Según la entidad, Brasil tiene más de 333 mil sistemas solares fotovoltaicos conectados a la red, llevando economía y sostenibilidad a más de 415 mil unidades consumidoras.

Está presente en todos los estados brasileños, siendo los 5 mayores en potencia instalada, respectivamente: Minas Gerais, São Paulo, Rio Grande do Sul, Mato Grosso y Paraná.

«Aunque ha avanzado en los últimos años, Brasil, que tiene uno de los mejores recursos solares del planeta, todavía tiene un mercado solar muy pequeño, especialmente en la generación distribuida. Hay más de 85 millones de consumidores de electricidad en el país, pero actualmente sólo el 0,5% utiliza el sol para producir electricidad», destaca Ronaldo Koloszuk, presidente del consejo de administración de ABSOLAR.

Según el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, la energía solar tendrá un papel cada vez más estratégico en el logro de los objetivos de desarrollo económico del país, especialmente ahora para ayudar en la recuperación sostenible de la economía, ya que es la fuente renovable que genera más empleos e ingresos en el mundo.

«El sector solar fotovoltaico trabaja para acelerar la expansión renovable de la matriz eléctrica brasileña, a precios competitivos. Somos la fuente renovable más barata de Brasil y ayudaremos al país a crecer con una competitividad y una sostenibilidad cada vez mayores», señala Sauaia.

Acerca de ABSOLAR

Fundada en 2013, la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) reúne a empresas y profesionales de toda la cadena de producción del sector solar fotovoltaico que operan en el Brasil, tanto en las áreas de generación distribuida como de generación centralizada.

ABSOLAR coordina, representa y defiende el desarrollo del sector y del mercado de la energía solar fotovoltaica en el Brasil, promoviendo y difundiendo el uso de esta energía limpia, renovable y sostenible en el país y representando al sector fotovoltaico brasileño a nivel internacional.

Desde 2012, la fuente ya ha aportado más de 35.000 millones de reales en nuevas inversiones al país y ha generado más de 210.000 empleos acumulados.

En el segmento de la generación centralizada, el Brasil tiene tres gigavatios (GW) de potencia instalada en plantas solares fotovoltaicas, el equivalente al 1,6% de la matriz eléctrica del país.

En 2019, la fuente fue la más competitiva entre las fuentes renovables en las dos subastas de nuevas energías, A-4 y A-6, con precios medios inferiores a 21 dólares de los EE.UU. por MWh.

Actualmente, las grandes centrales de energía solar son la séptima fuente de generación más grande de Brasil, con empresas en funcionamiento en nueve estados brasileños, en el Nordeste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), Sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y Centro-Oeste (Tocantins). Las inversiones acumuladas en este segmento superan los 15.000 millones de reales.

Sumando las capacidades instaladas de los segmentos de generación distribuida y generación centralizada, la fuente solar fotovoltaica ocupa el sexto lugar en la matriz eléctrica brasileña, detrás de las fuentes hidroeléctricas, eólicas, de biomasa, de gas natural y de diesel termoeléctrico y otros combustibles fósiles.

La fuente solar ya representa más que la suma de toda la capacidad instalada de las centrales eléctricas de carbón y nucleares, que asciende a 5,6 GW.

En el segmento de la generación distribuida, hay más de 4,0 gigavatios de potencia instalada de la fuente solar fotovoltaica, lo que representa R$ 20.000 millones en inversiones acumuladas desde 2012, repartidas en las cinco regiones del Brasil.

La tecnología solar se utiliza actualmente en el 99,9% de todas las conexiones distribuidas en el país, liderando el segmento con facilidad.

En cuanto al número de sistemas instalados, los consumidores residenciales encabezan la lista y representan el 72,8% del total. Luego vienen las empresas de los sectores del comercio y los servicios (17,3%), los consumidores rurales (7,0%), las industrias (2,5%), el poder público (0,4%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,03%) y el alumbrado público (0,01%).

En cuanto a la potencia instalada, los consumidores de los sectores de comercio y servicios lideran el uso de la energía solar fotovoltaica, con el 38,5% de la potencia instalada en el país, seguidos de cerca por los consumidores residenciales (38,0%), los consumidores rurales (13,2%), las industrias (8,9%), la energía pública (1,2%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,1%) y el alumbrado público (0,02%).

Según la entidad, Brasil tiene más de 333 mil sistemas solares fotovoltaicos conectados a la red, llevando economía y sostenibilidad a más de 415 mil unidades consumidoras.

Está presente en todos los estados brasileños, siendo los 5 mayores en potencia instalada, respectivamente: Minas Gerais, São Paulo, Rio Grande do Sul, Mato Grosso y Paraná.

«Aunque ha avanzado en los últimos años, Brasil, que tiene uno de los mejores recursos solares del planeta, todavía tiene un mercado solar muy pequeño, especialmente en la generación distribuida. Hay más de 85 millones de consumidores de electricidad en el país, pero actualmente sólo el 0,5% utiliza el sol para producir electricidad», destaca Ronaldo Koloszuk, presidente del consejo de administración de ABSOLAR.

Según el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, la energía solar tendrá un papel cada vez más estratégico en el logro de los objetivos de desarrollo económico del país, especialmente ahora para ayudar en la recuperación sostenible de la economía, ya que es la fuente renovable que genera más empleos e ingresos en el mundo.

«El sector solar fotovoltaico trabaja para acelerar la expansión renovable de la matriz eléctrica brasileña, a precios competitivos. Somos la fuente renovable más barata de Brasil y ayudaremos al país a crecer con una competitividad y una sostenibilidad cada vez mayores», señala Sauaia.

Acerca de ABSOLAR

Fundada en 2013, la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) reúne a empresas y profesionales de toda la cadena de producción del sector solar fotovoltaico que operan en el Brasil, tanto en las áreas de generación distribuida como de generación centralizada.

ABSOLAR coordina, representa y defiende el desarrollo del sector y del mercado de la energía solar fotovoltaica en el Brasil, promoviendo y difundiendo el uso de esta energía limpia, renovable y sostenible en el país y representando al sector fotovoltaico brasileño a nivel internacional.

Con el certificado de tipo, el organismo independiente de certificación ha confirmado ahora la evaluación de la calidad del diseño de la N149/5.X con la norma pertinente, así como el comportamiento de la turbina en el terreno sobre la base de las pruebas de tipo.

La turbina puede funcionar tanto con palas de rotor estándar como con palas de rotor antihielo para regiones frías.

Nordex instaló el primer N149/5.X en el parque eólico de Genshagener Heide, cerca de Potsdam, Alemania, en septiembre.

En noviembre instaló la segunda turbina de este tipo en Santow, cerca de Grevesmühlen en Mecklenburgo-Pomerania Occidental, también en Alemania, con su sistema antihielo.

Otra parte de la certificación del tipo comprende la evaluación de la fabricación y producción de los generadores de la turbina eólica.

El Grupo Nordex y sus proveedores mundiales de componentes para el N149/5.X han establecido un sistema de gestión de la calidad certificado de conformidad con la norma ISO 9001:2015.

Las inspecciones de la fabricación realizadas por el agente certificador sirvieron para confirmar que la producción de los componentes y el WTG cumple con los requisitos de calidad de acuerdo con los documentos de construcción certificados.

La certificación de tipo IEC 61400-22 es de particular importancia para la comercialización internacional del N149/5.X.

Los inversores, los planificadores de proyectos y los operadores de parques eólicos esperan que sus generadores de turbinas eólicas estén certificados de conformidad con las normas internacionales.

En este contexto, por regla general la certificación CEI se considera un requisito previo para las licitaciones de proyectos internacionales de energía eólica. Se trata de un procedimiento reconocido y un paso importante en el proceso de certificación de proyectos.

En la primavera de 2019, el Grupo Nordex abrió el segmento de mercado de las turbinas de 5MW con este tipo de turbina.

Con el certificado de tipo, el organismo independiente de certificación ha confirmado ahora la evaluación de la calidad del diseño de la N149/5.X con la norma pertinente, así como el comportamiento de la turbina en el terreno sobre la base de las pruebas de tipo.

La turbina puede funcionar tanto con palas de rotor estándar como con palas de rotor antihielo para regiones frías.

Nordex instaló el primer N149/5.X en el parque eólico de Genshagener Heide, cerca de Potsdam, Alemania, en septiembre.

En noviembre instaló la segunda turbina de este tipo en Santow, cerca de Grevesmühlen en Mecklenburgo-Pomerania Occidental, también en Alemania, con su sistema antihielo.

Otra parte de la certificación del tipo comprende la evaluación de la fabricación y producción de los generadores de la turbina eólica.

El Grupo Nordex y sus proveedores mundiales de componentes para el N149/5.X han establecido un sistema de gestión de la calidad certificado de conformidad con la norma ISO 9001:2015.

Las inspecciones de la fabricación realizadas por el agente certificador sirvieron para confirmar que la producción de los componentes y el WTG cumple con los requisitos de calidad de acuerdo con los documentos de construcción certificados.

La certificación de tipo IEC 61400-22 es de particular importancia para la comercialización internacional del N149/5.X.

Los inversores, los planificadores de proyectos y los operadores de parques eólicos esperan que sus generadores de turbinas eólicas estén certificados de conformidad con las normas internacionales.

En este contexto, por regla general la certificación CEI se considera un requisito previo para las licitaciones de proyectos internacionales de energía eólica. Se trata de un procedimiento reconocido y un paso importante en el proceso de certificación de proyectos.

En la primavera de 2019, el Grupo Nordex abrió el segmento de mercado de las turbinas de 5MW con este tipo de turbina.

La ampliación del parque se sumará a los 504MW de la primera fase del proyecto de 1GW en el estado de Rio Grande do Norte, actualmente en construcción.

Para el proyecto, Vestas desarrolló una solución personalizada, con turbinas eólicas V150-4.2MW, algunas de ellas entregadas en 4.3MW y otras en modo de potencia optimizada de 4.5MW.

El contrato incluye el suministro, la instalación y la puesta en marcha de las turbinas eólicas, así como un acuerdo de servicio de 20 años de Gestión Activa de la Producción 5000 (AOM 5000).

Se espera que el proyecto entre en funcionamiento en 2023.

El director de nuevos negocios de Casa dos Ventos, Lucas Araripe, valoró la firma del contrato: «Nos sentimos honrados de poder ampliar nuestra asociación con Vestas, convirtiéndonos en el mayor cliente del fabricante en América Latina y reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo de las fuentes renovables en Brasil.

«Estamos convencidos de que la tecnología de los equipos nos permitirá extraer el recurso eólico de la región de manera optimizada, sirviendo a nuestros clientes con energía limpia y de bajo costo».

El presidente de Vestas Mediterranean, Javier Rodríguez, añadió: «Estamos orgullosos de continuar nuestra exitosa colaboración con Casa dos Ventos y de proporcionarles una solución personalizada que incluye nuestro recientemente introducido Modo de Potencia Optimizada de 4,5MW, asegurando el máximo valor para el caso de negocio de nuestro cliente».

«La escala de este proyecto muestra el potencial de la energía limpia en Brasil y marca un gran paso adelante en la transición energética del país hacia un futuro más sostenible».

Este es el tercer contrato que Vestas ha firmado con Casa dos Ventos en menos de dos años, totalizando 1.2GW de turbinas eólicas.

Vestas tiene ahora un total de pedidos de más de 5,5GW en Brasil.

La ampliación del parque se sumará a los 504MW de la primera fase del proyecto de 1GW en el estado de Rio Grande do Norte, actualmente en construcción.

Para el proyecto, Vestas desarrolló una solución personalizada, con turbinas eólicas V150-4.2MW, algunas de ellas entregadas en 4.3MW y otras en modo de potencia optimizada de 4.5MW.

El contrato incluye el suministro, la instalación y la puesta en marcha de las turbinas eólicas, así como un acuerdo de servicio de 20 años de Gestión Activa de la Producción 5000 (AOM 5000).

Se espera que el proyecto entre en funcionamiento en 2023.

El director de nuevos negocios de Casa dos Ventos, Lucas Araripe, valoró la firma del contrato: «Nos sentimos honrados de poder ampliar nuestra asociación con Vestas, convirtiéndonos en el mayor cliente del fabricante en América Latina y reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo de las fuentes renovables en Brasil.

«Estamos convencidos de que la tecnología de los equipos nos permitirá extraer el recurso eólico de la región de manera optimizada, sirviendo a nuestros clientes con energía limpia y de bajo costo».

El presidente de Vestas Mediterranean, Javier Rodríguez, añadió: «Estamos orgullosos de continuar nuestra exitosa colaboración con Casa dos Ventos y de proporcionarles una solución personalizada que incluye nuestro recientemente introducido Modo de Potencia Optimizada de 4,5MW, asegurando el máximo valor para el caso de negocio de nuestro cliente».

«La escala de este proyecto muestra el potencial de la energía limpia en Brasil y marca un gran paso adelante en la transición energética del país hacia un futuro más sostenible».

Este es el tercer contrato que Vestas ha firmado con Casa dos Ventos en menos de dos años, totalizando 1.2GW de turbinas eólicas.

Vestas tiene ahora un total de pedidos de más de 5,5GW en Brasil.

El equipo comandado por Claudio Facchin, CEO de Hitachi ABB Power Grids, se comprometió con la revalorización del sistema eléctrico y, ante “la nueva normalidad”, viene impulsando distintas iniciativas que fomenten el debate en torno a la transición energética, la incorporación de energías renovables y las innovaciones en el sector.

Una de aquellas es Latam Future Energy, que tuvo su evento inaugural los pasados 24 y 25 de noviembre (ver). Allí, Hitachi ABB Power Grids se destacó como aliado estratégico.   

¿Qué retos existen al incorporar más energías renovables ”intermitentes”? fue una de las preguntas que disparó Victor Muñoz, referente de Denham Capital Management, mientras ofició de moderador en el panel  “La red de transmisión del futuro en Latinoamérica: Integración de renovables, contexto social y ambiental”. 

Entre los empresarios que respondieron, Javier Ricardo Ruiz Vargas, director de Marketing y Gestión Comercial en Hitachi ABB Power Grids Colombia, declaró con altura: 

“Es preciso señalar los elementos de transformación que se convertirán en los retos que tendremos: 

1- Reformar el mercado de potencia 

2- Incorporar soluciones flexibles inteligentes 

3- Trabajar sobre la utilización de la demanda 

4- Lograr la electrificación de uso final“.

Como trabajador de una empresa dedicada a la innovación tecnológica, además de referirse a almacenamiento Javier Ricardo Ruiz Vargas también mencionó la necesidad de la incorporación de desarrollos de HVDC (High Voltage Direct Current) donde Hitachi ABB Power Grids es pionero (ver).

“Vamos a presenciar la incorporación de mucha más interconexión HVDC. Seguramente, se volverá más ¨normal de lo que hoy es¨ y no sólo para hacer interconexiones entre países o zonas continentales e islas sino también para la expansión de la red con la incorporación de más renovables“, pronosticó el especialista.  

Retomando los desafíos pendientes de la limpieza de la matriz energética, el empresario consideró que “la incorporación masiva del HVDC incluso aporta con reducción significativa de CO2” al sistema.   

El equipo comandado por Claudio Facchin, CEO de Hitachi ABB Power Grids, se comprometió con la revalorización del sistema eléctrico y, ante “la nueva normalidad”, viene impulsando distintas iniciativas que fomenten el debate en torno a la transición energética, la incorporación de energías renovables y las innovaciones en el sector.

Una de aquellas es Latam Future Energy, que tuvo su evento inaugural los pasados 24 y 25 de noviembre (ver). Allí, Hitachi ABB Power Grids se destacó como aliado estratégico.   

¿Qué retos existen al incorporar más energías renovables ”intermitentes”? fue una de las preguntas que disparó Victor Muñoz, referente de Denham Capital Management, mientras ofició de moderador en el panel  “La red de transmisión del futuro en Latinoamérica: Integración de renovables, contexto social y ambiental”. 

Entre los empresarios que respondieron, Javier Ricardo Ruiz Vargas, director de Marketing y Gestión Comercial en Hitachi ABB Power Grids Colombia, declaró con altura: 

“Es preciso señalar los elementos de transformación que se convertirán en los retos que tendremos: 

1- Reformar el mercado de potencia 

2- Incorporar soluciones flexibles inteligentes 

3- Trabajar sobre la utilización de la demanda 

4- Lograr la electrificación de uso final“.

Como trabajador de una empresa dedicada a la innovación tecnológica, además de referirse a almacenamiento Javier Ricardo Ruiz Vargas también mencionó la necesidad de la incorporación de desarrollos de HVDC (High Voltage Direct Current) donde Hitachi ABB Power Grids es pionero (ver).

“Vamos a presenciar la incorporación de mucha más interconexión HVDC. Seguramente, se volverá más ¨normal de lo que hoy es¨ y no sólo para hacer interconexiones entre países o zonas continentales e islas sino también para la expansión de la red con la incorporación de más renovables“, pronosticó el especialista.  

Retomando los desafíos pendientes de la limpieza de la matriz energética, el empresario consideró que “la incorporación masiva del HVDC incluso aporta con reducción significativa de CO2” al sistema.   

La semana pasada Chile fue noticia mundial a causa del último reporte del “Renewable Energy Country Attractiveness Index” (RECAI), elaborado EY (Ernst & Young). Es que el país fue calificado como el número 11 entre los más atractivos para generar inversiones en energías renovables.

El ranking observa a 40 países y, para nominarlos, la consultora EY analiza variables del tipo macroeconómica, la prioridad que tienen estas fuentes dentro del mercado energético y la facilidad de financiación de proyectos.

Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento ACERA, el onceavo puesto “es un lugar muy meritorio” debido al tamaño del mercado chileno, que comparativamente con los otros del ranking es bastante pequeño.

En diálogo con el programa radial Estación Central, el dirigente destacó que Chile debe “cuidar” esta calificación preservando el ambiente de inversiones, las reglas de juego y el compromiso de las autoridades para el desarrollo de estas fuentes de energía limpia.

Pero, en ese marco, Finat consideró que un desacierto de la política chilena, en este caso del Congreso de la Nación, es el avance del proyecto de Ley que obliga el retiro de las centrales a carbón para finales del 2025. Calificó esa medida como “una señal de preocupación”.

El proyecto de Ley, que obtuvo amplia adhesión en la Cámara de Diputados y espera la media sanción, anticipa al programa de Gobierno que fijó una salida para estas plantas antes del año 2040. Para el director ejecutivo de ACERA, el problema de este adelanto es que no contempla un respaldo técnico que asegure su éxito.

Explicó que “el sistema eléctrico, sin las plantas a carbón al año 2025, vaya a poder operar y entregar energía a un precio competitivo y de forma segura y permanente a la ciudadanía”.

En su línea argumentativa, Finat indicó que probablemente al año 2025 el 50% del aporte energético total en Chile sea con energías renovables no convencionales, y que esa potencia requerirá de tecnologías que le den estabilidad al sistema a precios bajos, como hoy lo hacen las centrales a carbón.

No obstante a ello, el representante chileno del gremio de las renovables dejó en claro que él cree en que la salida de estas fuentes contaminantes deberá ser antes del 2040, como lo considera el Gobierno. Pero se opone a la rigidez del proyecto de Ley sin estudios rigurosos que den respuestas a interrogantes de confiabilidad y precios del sistema.

“Ahí hay que ser más prudentes y determinar efectivamente que eso (el retiro de plantas a carbón) se puede hacer en el año 2025, 2026 o 2027, o el año que sea, de acuerdo a lo que los estudios técnicos digan”, concluyó Finat.

Hidrógeno verde, la mayor oportunidad

Por otra parte, el director ejecutivo de ACERA hablo de la importancia de que los últimos gobiernos hayan tomado políticas complementarias hacia la transición energética y, en ese sentido, de cómo se está encarando la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

“En términos de una política energética, (el hidrógeno verde) es probablemente la mayor oportunidad industrial que ha tenido Chile durante el presente siglo, tal vez comparable solamente a lo que fue en su momento el boom del salitre”, resaltó Finat.

Observó que los sucesivos Gobiernos deberán reafirmar año tras año esta política de Estado porque si bien recién en 2025 se estarían poniendo en marcha las primeras pruebas piloto de proyectos de hidrógeno a partir de renovables, en una etapa avanzando esta actividad “podría demandar energía eléctrica por 2,5 veces todo el consumo actual de Chile” sólo para producir este fluido a base de agua.

La semana pasada Chile fue noticia mundial a causa del último reporte del “Renewable Energy Country Attractiveness Index” (RECAI), elaborado EY (Ernst & Young). Es que el país fue calificado como el número 11 entre los más atractivos para generar inversiones en energías renovables.

El ranking observa a 40 países y, para nominarlos, la consultora EY analiza variables del tipo macroeconómica, la prioridad que tienen estas fuentes dentro del mercado energético y la facilidad de financiación de proyectos.

Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento ACERA, el onceavo puesto “es un lugar muy meritorio” debido al tamaño del mercado chileno, que comparativamente con los otros del ranking es bastante pequeño.

En diálogo con el programa radial Estación Central, el dirigente destacó que Chile debe “cuidar” esta calificación preservando el ambiente de inversiones, las reglas de juego y el compromiso de las autoridades para el desarrollo de estas fuentes de energía limpia.

Pero, en ese marco, Finat consideró que un desacierto de la política chilena, en este caso del Congreso de la Nación, es el avance del proyecto de Ley que obliga el retiro de las centrales a carbón para finales del 2025. Calificó esa medida como “una señal de preocupación”.

El proyecto de Ley, que obtuvo amplia adhesión en la Cámara de Diputados y espera la media sanción, anticipa al programa de Gobierno que fijó una salida para estas plantas antes del año 2040. Para el director ejecutivo de ACERA, el problema de este adelanto es que no contempla un respaldo técnico que asegure su éxito.

Explicó que “el sistema eléctrico, sin las plantas a carbón al año 2025, vaya a poder operar y entregar energía a un precio competitivo y de forma segura y permanente a la ciudadanía”.

En su línea argumentativa, Finat indicó que probablemente al año 2025 el 50% del aporte energético total en Chile sea con energías renovables no convencionales, y que esa potencia requerirá de tecnologías que le den estabilidad al sistema a precios bajos, como hoy lo hacen las centrales a carbón.

No obstante a ello, el representante chileno del gremio de las renovables dejó en claro que él cree en que la salida de estas fuentes contaminantes deberá ser antes del 2040, como lo considera el Gobierno. Pero se opone a la rigidez del proyecto de Ley sin estudios rigurosos que den respuestas a interrogantes de confiabilidad y precios del sistema.

“Ahí hay que ser más prudentes y determinar efectivamente que eso (el retiro de plantas a carbón) se puede hacer en el año 2025, 2026 o 2027, o el año que sea, de acuerdo a lo que los estudios técnicos digan”, concluyó Finat.

Hidrógeno verde, la mayor oportunidad

Por otra parte, el director ejecutivo de ACERA hablo de la importancia de que los últimos gobiernos hayan tomado políticas complementarias hacia la transición energética y, en ese sentido, de cómo se está encarando la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

“En términos de una política energética, (el hidrógeno verde) es probablemente la mayor oportunidad industrial que ha tenido Chile durante el presente siglo, tal vez comparable solamente a lo que fue en su momento el boom del salitre”, resaltó Finat.

Observó que los sucesivos Gobiernos deberán reafirmar año tras año esta política de Estado porque si bien recién en 2025 se estarían poniendo en marcha las primeras pruebas piloto de proyectos de hidrógeno a partir de renovables, en una etapa avanzando esta actividad “podría demandar energía eléctrica por 2,5 veces todo el consumo actual de Chile” sólo para producir este fluido a base de agua.

“El camino son las energías renovables”, introdujo Julian Nebreda, presidente para Sudamérica de AES, durante su participación en el panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”.

Según indicó el referente de AES, toda la nueva capacidad de esta empresa ya proviene de fuentes renovables en países como Brasil, Chile y Colombia. El desafío ahora sería repensar cómo seguir creciendo en países de la región donde existen dificultades adicionales.

Ahora bien, el empresario también planteó que no sólo la nueva generación debe ser renovable sino que las utilities deben transformarse para “reemplazar toda la capacidad térmica”. Y reforzó: “No hay dudas de esa necesidad”.

El caso de Chile sirve de referencia como país de la región Latinoamericana que asumió el compromiso de descarbonización de la matriz e impulsó políticas y regulaciones para que el sector privado opte por alternativas de generación más limpias. Las empresas que ahí operan lo entendieron y se sumaron a aquella transición energética.

Más de 650 MW renovables empezarán a operar próximamente en Chile

A partir de allí, surgen nuevas oportunidades de inversión que resultan atractivas pero que también requieren de esfuerzos adicionales, como incorporar almacenamiento, avanzar sobre la digitalización de los servicios, fortalecer la eficiencia energética y evaluar nuevas tecnologías tales como el hidrógeno verde.

“No hay ninguna duda que el futuro de la energía en Latinoamérica es más renovables, más digitalización y almacenamiento”, valoró el empresario a la vez que valoró que ahí se encontraría el negocio “correcto”, donde encontrarían los retornos adecuados “para hacer lo que tenemos que hacer”.

Acceda a las declaraciones completas en los videos de Latam Future Energy Virtual Summit 2020, patrocinados especialmente por BLC Global, impulsores de OptimumPG en la región.

“El camino son las energías renovables”, introdujo Julian Nebreda, presidente para Sudamérica de AES, durante su participación en el panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”.

Según indicó el referente de AES, toda la nueva capacidad de esta empresa ya proviene de fuentes renovables en países como Brasil, Chile y Colombia. El desafío ahora sería repensar cómo seguir creciendo en países de la región donde existen dificultades adicionales.

Ahora bien, el empresario también planteó que no sólo la nueva generación debe ser renovable sino que las utilities deben transformarse para “reemplazar toda la capacidad térmica”. Y reforzó: “No hay dudas de esa necesidad”.

El caso de Chile sirve de referencia como país de la región Latinoamericana que asumió el compromiso de descarbonización de la matriz e impulsó políticas y regulaciones para que el sector privado opte por alternativas de generación más limpias. Las empresas que ahí operan lo entendieron y se sumaron a aquella transición energética.

Más de 650 MW renovables empezarán a operar próximamente en Chile

A partir de allí, surgen nuevas oportunidades de inversión que resultan atractivas pero que también requieren de esfuerzos adicionales, como incorporar almacenamiento, avanzar sobre la digitalización de los servicios, fortalecer la eficiencia energética y evaluar nuevas tecnologías tales como el hidrógeno verde.

“No hay ninguna duda que el futuro de la energía en Latinoamérica es más renovables, más digitalización y almacenamiento”, valoró el empresario a la vez que valoró que ahí se encontraría el negocio “correcto”, donde encontrarían los retornos adecuados “para hacer lo que tenemos que hacer”.

Acceda a las declaraciones completas en los videos de Latam Future Energy Virtual Summit 2020, patrocinados especialmente por BLC Global, impulsores de OptimumPG en la región.

Este nombramiento se produce en un momento decisivo para la industria eólica. Europa promueve una gran expansión de la energía eólica para alcanzar la neutralidad climática para el 2050.

Acerca de su nombramiento, Andreas Nauen, Presidente de WindEurope y Consejero Delegado de Siemens Gamesa destaca que «la industria europea ha demostrado estar al frente del desarrollo de la energía eólica a nivel mundial. Hemos adquirido grandes capacidades y una vasta experiencia, al mismo tiempo que hemos desarrollado una cadena de valor fiable en todo el continente».

«Debemos confiar en todos estos atributos para dar un gran paso hacia la descarbonización y electrificación de la economía. Estamos en el negocio adecuado, en el momento adecuado. Las energías renovables han demostrado ser la fuente energética más resiliente en medio de la pandemia. Además, los ambiciosos objetivos en materia de renovables que los gobiernos están desplegando en todo el mundo, como la nueva Estrategia Europea Offshore para 2050, nos hace ser muy positivos en cuanto a una recuperación económica basada en las energías limpias», subrayó.

«El camino hacia una transición energética justa y sostenible es una tarea colectiva. Es un gran honor que mis compañeros de la industria eólica me hayan elegido para representar los intereses de toda la cadena de valor eólica. Tienen mi compromiso de que trabajaremos duro para hacer oír la voz de una industria que ofrece un enorme potencial industrial, liderazgo tecnológico además de un suministro de energía estable y limpio», resaltó Nauen.

Andreas Nauen, ingeniero mecánico de profesión, es el Consejero Delegado de Siemens Gamesa desde junio de 2020. Previamente fue CEO de la unidad de negocio Offshore y antes de eso CEO de Siemens Wind Power y de REpower/Senvion.

También ha sido presidente del área de energía eólica de la asociación alemana de fabricantes de maquinaria, la VDMA.

Por su parte, Giles Dickson, CEO de WindEurope, comentó: «Estamos encantados de que Andreas Nauen sea nuestro nuevo presidente. Tener a uno de los principales fabricantes de turbinas del mundo al timón de WindEurope es un gran activo para nosotros. Y Andreas conoce a la perfección el negocio de la energía eólica onshore y offshore. Es la persona idónea para dirigir lo que nuestra industria puede aportar a la transición energética y ayudar a impulsar una recuperación económica verde en Europa».

Los países planean aumentar su producción de combustibles fósiles durante la próxima década, incluso cuando las investigaciones muestran que el mundo necesita disminuir la producción en un 6% anual para limitar el calentamiento global a 1,5°C, según el Informe sobre la Brecha de Producción de 2020.

El reporte, presentado por primera vez en 2019, mide la brecha entre los objetivos del Acuerdo de París y la producción prevista por los países de carbón, petróleo y gas.

Encuentra que la «brecha de producción» sigue siendo grande: los países planean producir más del doble de la cantidad de combustibles fósiles en 2030 de lo que sería consistente con un límite de temperatura de 1,5°C.

El número especial de este año examina las implicaciones de la pandemia de COVID-19 – y las medidas de estímulo y recuperación de los gobiernos – en la producción de carbón, petróleo y gas.

«Al tratar de reiniciar las economías después de la pandemia de COVID-19, la inversión en energía e infraestructura con bajas emisiones de carbono será buena para el empleo, las economías, la salud y el aire limpio», señala Inger Andersen, Director Ejecutivo del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).

«Los gobiernos deben aprovechar la oportunidad de dirigir sus economías y sistemas de energía lejos de los combustibles fósiles, y volver a construir mejor hacia un futuro más justo, sostenible y resistente», planteó.

El informe fue producido por el Instituto de Medio Ambiente de Estocolmo (SEI), el Instituto Internacional para el Desarrollo Sostenible (IISD), el Instituto de Desarrollo de Ultramar, E3G, y el PNUMA.

Docenas de investigadores contribuyeron al análisis y examen, abarcando numerosas universidades y otras organizaciones de investigación.

«La investigación es muy clara en cuanto a que nos enfrentamos a graves trastornos climáticos si los países continúan para producir combustibles fósiles a los niveles actuales, y mucho menos a sus aumentos previstos», apunta Michael Lázaro, un autor principal del informe y el director del Centro de EE.UU. del SEI,

«La investigación es igualmente clara en cuanto a la solución: políticas gubernamentales que disminuyan tanto la demanda como la oferta de combustibles fósiles y que apoyen a las comunidades que actualmente dependen de ellos. Este informe ofrece los pasos que los gobiernos pueden dar hoy para una transición justa y equitativa lejos de los combustibles fósiles», sostiene.

Las principales conclusiones del informe incluyen:

– Para seguir un camino consistente de 1,5°C, el mundo necesitará disminuir el combustible fósil la producción en aproximadamente un 6% anual entre 2020 y 2030. Los países son en cambio
planificando y proyectando un aumento anual medio del 2%, que para 2030 daría lugar a más del doble de la producción compatible con el límite de 1,5°C.

– Entre 2020 y 2030, la producción mundial de carbón, petróleo y gas tendría que disminuir anualmente en un 11%, 4% y 3%, respectivamente, para ser consistentes con la ruta de 1,5°C.

– La pandemia COVID-19 -y las medidas de «bloqueo» para detener su propagación- han provocado caídas a corto plazo en la producción de carbón, petróleo y gas en 2020. Pero los planes previos a COVID y las medidas de estímulo posteriores a COVID apuntan a una continuación de la creciente brecha de producción de combustibles fósiles a nivel mundial, con el riesgo de una grave alteración del clima.

– Hasta la fecha, los gobiernos del G20 han comprometido más de 230.000 millones de dólares en medidas de COVID-19 para los sectores responsables de la producción y el consumo de combustibles fósiles, mucho más que para la energía limpia (aproximadamente 150.000 millones de dólares). Los responsables de la formulación de políticas deben invertir esta tendencia para cumplir los objetivos climáticos.

«La única forma de salir de esta trampa es la diversificación de esas economías más allá de los combustibles fósiles. Desgraciadamente, en 2020 vimos cómo muchos gobiernos duplicaban el consumo de combustibles fósiles y afianzaban aún más estas vulnerabilidades», lamentó Ivetta Gerasimchuk, una de las autoras principales del informe y principal responsable de los suministros de energía sostenible en el IIDS.

«En lugar de ello, los gobiernos deberían dirigir los fondos de recuperación hacia la diversificación económica y la transición hacia una energía limpia que ofrezca un mejor potencial económico y de empleo a largo plazo. Esta puede ser una de las empresas más desafiantes del siglo XXI, pero es necesaria y alcanzable».

El informe también profundiza en la forma en que el mundo puede hacer una transición equitativa para dejar de utilizar combustibles fósiles, con la más rápida reducción necesaria de los países que tienen una mayor capacidad financiera e institucional y que dependen menos de la producción de combustibles fósiles.

Algunos de los mayores productores de combustibles fósiles de este grupo, entre ellos Australia, el Canadá y los Estados Unidos, se encuentran actualmente entre los que están tratando de lograr importantes expansiones en el suministro de combustibles fósiles.

Los países que dependen en gran medida de los combustibles fósiles y cuya capacidad es limitada necesitarán apoyo internacional para realizar la transición de manera equitativa, y en el informe se estudian formas de facilitar esa cooperación.

«Para reducir la producción de combustibles fósiles a un ritmo acorde con los objetivos de París es necesario cooperación y apoyo internacional», expresa la investigadora del SEI, Cleo Verkuijl, que es una de las autoras principales del informe.

«A medida que los países comunican compromisos climáticos más ambiciosos al proceso climático de la ONU antes de la Conferencia de la ONU sobre el Cambio Climático de 2021 en Glasgow, tienen la oportunidad de incorporar objetivos y medidas para disminuir la producción de combustibles fósiles en estos planes, o NDCs».

En el informe se esbozan seis esferas de acción, que ofrecen a los encargados de la formulación de políticas opciones para comenzar a reducir los combustibles fósiles a medida que promulgan los planes de recuperación de COVID-19.

Entre otras cosas, pueden reducir el actual apoyo gubernamental a los combustibles fósiles, introducir restricciones a la producción y asegurar que los fondos de estímulo se destinen a inversiones ecológicas (al tiempo que vinculan cualquier apoyo a las emisiones altas de carbono con condiciones que promuevan la alineación a largo plazo con los objetivos climáticos).

«Este informe arroja luz sobre la forma en que la acción gubernamental, en muchos casos, corre el riesgo de encerrarnos en las vías de los combustibles fósiles. Y presenta la alternativa, con soluciones y ejemplos para ir más allá de la producción de carbón, petróleo y gas», agrega el Director Ejecutivo del SEI, Måns Nilsson.

«Es hora de imaginar y planificar un futuro mejor», propone.

Las fuentes de energía flexibles, como la energía hidroeléctrica renovable, son cada vez más importantes para equilibrar las crecientes fuentes variables, principalmente la energía eólica y solar, en la red eléctrica.

Mientras tanto, los esfuerzos de descarbonización están llevando al cierre de las plantas de combustibles fósiles. Ambos factores están reduciendo la capacidad de los operadores de la red para proporcionar energía de regulación a fin de garantizar el equilibrio continuo de generación de carga necesario para la estabilidad de la red.

La cambiante combinación energética requiere una nueva flexibilidad a corto plazo y servicios de apoyo al sistema, conocidos como servicios auxiliares, que la iniciativa XFLEX HYDRO está demostrando que pueden ser proporcionados por las nuevas tecnologías hidroeléctricas.

El primer informe de la iniciativa, titulado «Flexibilidad, tecnologías e hipótesis para la energía hidroeléctrica», es obra del Instituto de Ingeniería de Sistemas e Informática, Tecnología y Ciencia (INESC TEC) con contribuciones del Instituto Federal Suizo de Tecnología de Lausana (EPFL), Power Vision Engineering (PVE), el Instituto SuperGrid, la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica (IHA), el Centro EDP de Nuevas Tecnologías Energéticas (EDP CNET) y la Comisión de Energías Alternativas y Energía Atómica (CEA) de Francia.

En total, 19 organizaciones colaboran en la iniciativa XFLEX HYDRO, cuyo objetivo es mostrar cómo unas instalaciones hidroeléctricas más flexibles pueden ayudar a los países a cumplir sus objetivos en materia de energía renovable.

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El proyecto, de cuatro años de duración y 18 millones de euros, se puso en marcha en diciembre de 2019 en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático celebrada en Madrid.

Centrado en siete sitios de demostración en Portugal, Francia y Suiza, concluirá en 2023 con una serie de recomendaciones de política y mercado.

El informe publicado hoy evalúa los futuros servicios auxiliares que se espera sean requeridos por la red eléctrica europea, los requisitos técnicos para cada uno de ellos y los mercados correspondientes.

Para evaluar el grado en que las tecnologías y mejoras demostradas por el XFLEX HYDRO pueden proporcionar estos servicios auxiliares, el INESC TEC ha desarrollado una nueva Matriz de Servicios Auxiliares.

La Matriz ayudará a informar a los interesados de la industria sobre las nuevas oportunidades para las centrales hidroeléctricas en relación con estos servicios auxiliares.

El Prof. Carlos Moreira, Investigador Principal de INESC TEC, comentó: «El principal desafío para el futuro sistema energético europeo consiste en definir cómo se operará y mantendrá estable con una alta proporción de renovables variables y una cantidad reducida de centrales eléctricas de combustibles fósiles despachables.

«Es de suma importancia desarrollar la flexibilidad del sistema de energía y los servicios auxiliares asociados requeridos. Debido a sus capacidades ya flexibles, las centrales hidroeléctricas tendrán un papel principal en la gestión de la creciente necesidad de flexibilidad del sistema».

La iniciativa del XFLEX HYDRO podría ver tecnologías y sistemas demostrados que se están desplegando en instalaciones hidroeléctricas nuevas, planificadas y existentes en todo el mundo.

Sólo en Europa, se espera que la capacidad hidroeléctrica existente aumente en unos 50 GW en los próximos dos decenios, sobre la base de los escenarios futuros publicados por la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión (ENTSO-E).

Además, es posible que sea necesario renovar o modernizar más de 125 GW de la capacidad existente, lo que creará importantes oportunidades de mejora.

«El potencial de mercado de las tecnologías y métodos de flexibilidad que se están demostrando en el XFLEX HYDRO podría ser significativo», añadió el Prof. Moreira.

Según el informe publicado hoy, entre los servicios auxiliares que probablemente requieran las redes eléctricas se encuentran la respuesta rápida de frecuencia, la inercia sincrónica, la inercia sintética, la reserva de contención de frecuencia y la reserva de restauración automática de frecuencia.

«Además, se han definido varios indicadores clave de rendimiento (KPI) para cuantificar la flexibilidad de cada central hidroeléctrica, centrándose en la mejora de las operaciones y el mantenimiento», dijo la Dra. Elena Vagnoni, científica y profesora de la EPFL, que está coordinando y supervisando las demostraciones del XFLEX HYDRO.

«Esto se está presentando en una Matriz de KPIs, que se espera que resalte claramente a simple vista el potencial de cada tecnología demostrada, incluyendo su potencial de integración en toda la flota hidroeléctrica europea», añadió.

Un resumen de cuatro páginas del informe, así como el informe completo, están disponibles en el sitio web del XFLEX HYDRO.

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La solución energética diseñada entre ambas empresas consiste en la implementación de sistemas de última generación para producir vapor con gas licuado, en reemplazo del carboncillo. El proyecto contempla equipos térmicos modulantes, que optimizan el consumo energético de la caldera, regulando automáticamente su potencia de acuerdo a la producción y condición del mosto concentrado.

También contará con tecnología altamente eficiente, que incluye un sistema digital de monitoreo, sensores de oxígeno electrónico que mejoran la combustión y recuperadores de calor en línea, que permitirán lograr eficiencias superiores al 93%.

En términos de emisiones, el uso de gas licuado contribuirá a reducir el material particulado (MP) de 42 toneladas al año, a 0,4 ton/año, es decir, en un 99%; lo que equivale a eliminar el uso de casi 2.594 estufas a leña.  Adicionalmente, se estima que la disminución de CO₂ podría alcanzar a más de 5.687 toneladas anuales, el mismo impacto que tendría, a modo de ejemplo, retirar 1.789 autos de circulación.

El acuerdo contempla, además, beneficios en compras de gas dirigidos exclusivamente a los cooperados y personal de la empresa.

El Gerente General de Cooperativa Capel, Patricio Sánchez, destacó el resultado de este trabajo conjunto, señalando que: “Para nosotros como Cooperativa es un tremendo avance y estamos muy orgullosos de haber generado esta alianza que nos ayudará por una parte a optimizar nuestros procesos productivos y por otra que traerá un beneficio concreto a nuestros cooperados y colaboradores”.

Esteban Rodríguez, gerente de Grandes Clientes de Lipigas indicó que “estamos muy contentos de este nuevo acuerdo, pues gracias a la colaboración entre empresas podremos implementar un proyecto innovador que significa un importante hito para esta industria, con un sistema más limpio y altamente eficiente que será un aporte a la descontaminación y a la reducción de emisiones de CO₂ al medioambiente”.

“La región ha comenzado una tracción hacia la transformación estructural del sector energético. Sobretodo caracterizada por las megafuerzas de las 4 D: descentralización, digitalización, descarbonización y democratización”, introdujo Mercedes García-Fariña, Program Manager del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), durante su participación en Latam Future Energy Virtual Summit 2020.

En aquel evento, la representante del PNUMA fue la flamante moderadora del panel “Redes inteligentes: La generación distribuida como punto de inflexión”, del cual participaron referentes del Global Solar Council (GSC), y Empresas Públicas de Medellín (EPM), Canadian Solar, Yingli Solar y Growatt.

Según la lectura de Mercedes García-Fariña, la reducción de los precios de la tecnología fotovoltaica y la aprobación de cada vez más marcos legales e instrumentos de políticas públicas fueron dos drivers que dotaron de certidumbre y competitividad al sector.

En este escenario, enfatizó que “EPM es una de las pocas utilities del sector que ha evaluado de forma positiva estas oportunidades”.

Giovanni de Jesús Marín Avalos, profesional de planeación y desempeño en el área de Transmisión y Distribución Energía de Empresas Públicas de Medellín (EPM) y destacado panelista de Latam Future Energy declaró:

“Nuestra empresa ve a los Recursos Energéticos Distribuidos (DER) en general: a la generación distribuida, la autogeneración, el almacenamiento y la demanda gestionable como una oportunidad para la red y nuevos modelos de negocios”.

En lo que respecta a beneficios para la red, el experto de EPM resaltó la ventaja de poder disminuir pérdidas, reducir picos de demanda, dar soporte de voltaje  y de VARs, entre otros.

Aquellos permitirían diferir la necesidad de generación y nuevas inversiones, reduciendo emisiones y ayudando a la confiabilidad energética del país.

“No pensamos reemplazar la red de transmisión o distribución, sino complementar y trasladar ese beneficio al usuario”, subrayó Giovanni Marín.

Respecto a modelos de negocios, el profesional concluyó: «hoy, tenemos dos ofertas: una PPA donde vendemos energía contratada a largo plazo y hacemos todo el ciclo de gestión de proyecto, otra es nuestra oferta EPC donde incluso podemos dar soporte en el mantenimiento y dar facilidades de financiación”.

Sobre aquel último punto se refirió al programa “SOMOS”, donde a través de distintas líneas de crédito EPM facilita el acceso a estas soluciones, pagándolas a través de sus facturas de servicios.

Acceda a las declaraciones completas de este y otros panelistas de Latam Future Energy Virtual Summit 2020 en los videos patrocinados por EPM.

Pablo Mejía, Director de infraestructura del Ministerio de Transporte de Colombia, explicó en el Colombia Wind Power cuáles son los desafíos y futuros retos que están atendiendo para que los 9 proyectos eólicos se construyan con éxito en el departamento de La Guajira.

Según el funcionario, estos emprendimientos, adjudicados durante la subasta de largo plazo de energías renovables y en la de Cargo por Confiabilidad, los cuales totalizan 1.584 MW, requerirán de 479 aerogeneradores.

De acuerdo a cálculos oficiales, “se tendrían que utilizar 102 buques para el transporte de los equipos (importados) y alrededor de 4.660 camiones para esta carga que es considerada extra pesada y extra dimensionada”, señaló Mejía.

“El reto es enorme”, sentenció el Director del Ministerio de Transporte y explicó que “como país esta es una apuesta muy grande”.

Para dar respuesta a este desafío el funcionario aclaró que se está trabajando de forma mancomunada entre el sector público y privado. Básicamente sobre tres ejes.

El primero, en visitas técnicas y diagnostico requerido para los proyectos, tanto en carreteras como en los puertos de cercanía que son dos: Puerto Brisa y Puerto Bolívar.

El segundo eje, indicó Mejía, tiene que ver con la revisión del marco jurídico y normativo necesario para el transporte de esos equipos.

El tercero, forma parte del acompañamiento del sector público al privado para identificar las necesidades para desarrollar los proyectos.

En cuanto al trabajo sobre los puertos, el funcionario destacó: “lo que hicimos desde el Ministerio fue una revisión de las condiciones de canales y dársenas, de tal modo que se identificara si tenían las características de los buques que transportarán la carga”.

Una de las conclusiones que se obtuvo es que no existen restricciones en los puertos Bolívar y Brisa.

Transporte terrestre

Por otra parte, Mejía señaló que el diagnóstico realizado sobre las vías disponibles entre los puertos y los proyectos eólicos “sirvió de base para que los responsables de solicitar permiso generen los trámites requeridos”.

Se trata de permisos para el movimiento de la carga y la homologación de vehículos especiales de necesitarse.

“Se identificaron distintas restricciones a la movilidad de esos equipos: infraestructura de puentes, portabilidad del pavimento, diferentes glorietas. Y ese informe ha servido a los privados para identificar cuáles son las acciones que deben desarrollar para que de manera segura, y sin afectar la infraestructura, se dé el movimiento de esta carga”, resaltó el Director de la cartera de Transporte.

A futuro

En cuanto a los próximos pasos, Mejía indicó que los retos que se vienen tienen que ver con “la facilitación y la atención de las solicitudes una vez que sean radicadas por los operadores logísticos para el uso de infraestructura vial”.

De acuerdo a registros del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), desde el 1 y hasta el 30 de noviembre han avanzado en su tramitación ambiental 21 proyectos de energía.

Entre ellos, 17 corresponden a proyectos de energías renovables, por 1.046 MW. En conjunto, representan inversiones por 951 millones de dólares.

Los emprendimientos son casi todos solares fotovoltaicos, con excepción de Proyecto Eólico Kosten Aike, de 36 MW.

Y de los 16 fotovoltaicos restantes, 14 por 121 MW corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMG y PMGD).

Sin embargo, puede hacerse una salvedad entre los proyectos que están en estado de “calificación” entre los que ya no siguen en carrera.

En esta última condición se destacan tres proyectos. Por un lado los dos PMGD de 9 MW cada uno, Parque Fotovoltaico Don Chacho y Parque Fotovoltaico Patricia del Verano.

El primero de ello fue “no admitido” por la SEA. El segundo, en cambio, fue “desistido” por interés del propio promotor, que decidió no continuar con el licenciamiento ambiental para su planta.

Hay un proyecto más que fue “no admitido” por la SEA. Se trata del Parque Fotovoltaico Azapa. El emprendimiento era muy interesante porque consistía de una primera etapa de 100 MW en la Comuna de Arica. Pero tenía una segunda etapa destinada al desarrollo de una Planta Desalinadora de Agua de Mar y una Planta Generadora de Hidrógeno Verde.

En conclusión, son 14 los proyectos de energías renovables, por 928 MW, que continúan en instancia de “calificación” por parte de la SEA para la obtención de sus trámites ambientales.

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También avanzan en el seno del organismo regulador tres emprendimientos de energía. Dos tienen que ver con obras eléctricas y uno, ENAPAC Distribución Norte, el más importante en cuanto monto de inversión (350 millones de dólares), respecta a la construcción y operación de un acueducto.