Información de Mercado

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 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 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”. 

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.

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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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”. 

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. 

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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. 

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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. 

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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.

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.