Categoría: Alternativos

El secretario Técnico del WEC Colombia, Daniel Díaz, hace una evaluación de la gran encuesta global del Consejo Mundial de Energía (WEC por su sigla en inglés) sobre el impacto de la Covid19 en el sector energético.

Por: DANIEL DÍAZ*

24 de abril de 2020.   Tal como lo plantea la presentación del estudio, en el que participaron compañías energéticas de 53 países, incluido Colombia, “es importante mirar más allá de la urgencia inmediata y evaluar las implicaciones actuales de la crisis para evitar el pensamiento en blanco y negro o los lentes color rosa. El futuro no va a ser todo pesimismo, y la esperanza realista es un plan de acción.”

El Consejo Mundial de Energía Colombia (WEC Colombia) tiene en estos momentos 76 afiliados entre empresas, academia y organizaciones del sector, por lo que la herramienta de análisis de la oficina mundial constituye una carta de navegación para ayudar al sector energético del país a manejar mejor la crisis y navegar en un futuro incierto con los mejores elementos de juicio.

Desde luego, la gran pregunta que circula hoy en el sector energético mundial es ¿Cómo podemos salir del choque Covid-19 como una sociedad más resistente y continuar acelerando una transición energética global exitosa?  

Pues bien, lo primero es que al igual que lo direcciona nuestra organización global, en WEC Colombia ya estamos analizando estos escenarios y evaluando las implicaciones, tanto las inmediatas como las de largo plazo de la crisis en nuestros sistemas energéticos, incluida la perspectiva de la transición energética.

Replicando el mensaje global, la transición energética es imprescindible y humanizar este acto es más que obligatorio.

Sobre los resultados de la gran encuesta global nada mejor que contar con una herramienta seria y realista, que permite a los asociados del WEC Colombia no pisar terrenos movedizos a la hora de realizar la nueva planeación que implica esta inédita e inesperada coyuntura generada por la Covid19.

Datos clave de la encuesta global

Según las respuestas iniciales de la gran encuesta global del consejo Mundial de Energía, estos son algunos de los datos clave:

• La mayoría de los encuestados no esperan volver a la normalidad rápidamente después de la interrupción máxima.
• Un promedio del 44% en todas las regiones espera que la recuperación de la normalidad demore hasta 6 meses, y el 27% espera más de un año.
• Además, entre los encuestados en América Latina y el Caribe, 25% prevén que no habrá un retorno a los negocios como de costumbre, sino que necesitarán adaptarse a una «nueva normalidad».
• En todas las regiones, los principales impactos a largo plazo (> 1 año) en el sistema energético se consideran cambios en los patrones de demanda de electricidad (aumentos en el uso de electricidad residencial, disminuciones en el uso industrial y menores cargas de demanda diaria).
• Se esperan cambios en la combinación de suministro, incluida una disminución del consumo de carbón y petróleo, un impacto en los contratos de gas de pago o interrupciones de la cadena de suministro, así como retrasos en los proyectos de construcción de plantas renovables.
• Como la crisis afecta todas las actividades, se espera que haya beneficios en todas las regiones en forma de reducción de la contaminación y el consumo masivo.
• Sin embargo, hay opiniones divididas sobre las perspectivas de descarbonización de los sistemas energéticos dentro de las regiones.
• Algunos encuestados anticipan una posible demora a medida que los gobiernos responden a las presiones para reiniciar el crecimiento al revertir la acción sobre los objetivos climáticos.
• Otros anticipan que la crisis acelerará la descarbonización a medida que los gobiernos aumenten la inversión directa en los sistemas energéticos.
• Habrá una ‘nueva normalidad’ y el sector energético debe estar allí al frente para apoyar a todos sectores económicos y sociales.

*Secretario Técnico del WEC Colombia.

Según un reciente informe de la AIE, los recursos mundiales de biogás y biometano podrían cubrir el 20% de la demanda mundial de gas y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero .

31 de marzo de 2020. El mundo solo está utilizando una fracción del potencial para producir gas a partir de desechos orgánicos, lo que podría cubrir alrededor del 20% de la demanda mundial actual de gas, según un nuevo informe de la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Las sociedades y economías modernas producen cantidades crecientes de desechos orgánicos, como residuos agrícolas, desechos de alimentos y estiércol animal, que pueden usarse para producir biogás y biometano, fuentes de energía limpia con múltiples beneficios potenciales para el desarrollo sostenible. 

El biogás ofrece una fuente local de energía y calor para las comunidades, y un combustible de cocina limpio para los hogares. Su actualización a biometano brinda todos los beneficios del sistema energético del gas natural sin las emisiones asociadas.

«El biogás y el biometano pueden desempeñar un papel importante en un futuro energético sostenible, pero por el momento estamos perdiendo esta oportunidad de reducir los desechos y las emisiones», dijo Fatih Birol, director Ejecutivo de la AIE. 

«Un apoyo de los gobiernos puede dar al biogás y al biometano el impulso necesario, con beneficios en la energía, el transporte, la agricultura y el medio ambiente», agregó.

Cada parte del mundo tiene un alcance significativo para producir biogás y/o biometano. La disponibilidad de materias primas sostenibles para estos fines crecerá en 40% para 2040, según el informe de la AIE, The Outlook for Biogas and Biomethane.

Las mayores oportunidades se encuentran en la región de Asia y el Pacífico, donde el consumo de gas natural y las importaciones han crecido rápidamente en los últimos años. También hay posibilidades significativas en América del Norte y del Sur, Europa y África.

La mayoría de los recursos de biometano examinados en el informe de la AIE son actualmente más caros de producir que los precios vigentes del gas natural en su región, pero se proyecta que la brecha de costos se reducirá con el tiempo. El reconocimiento del valor de las emisiones evitadas de dióxido de carbono y metano contribuye en gran medida a mejorar la competitividad en costos del biometano.

La producción y el uso de estos gases encarnan la idea de una economía más circular en la que los recursos se utilizan y reutilizan continuamente, y en la que se puede satisfacer la creciente demanda de servicios energéticos y, al mismo tiempo, ofrecer beneficios ambientales más amplios.

Entre otros beneficios, el biogás y el biometano también ofrecen una forma de llevar a las comunidades e industrias rurales a la transformación del sector energético.

«A medida que los gobiernos buscan acelerar sus transiciones de energía limpia, no deben olvidar la importancia de los gases bajos en carbono como el biometano y el biogás», agregó Birol. 

Luego de adjudicar proyectos de energía renovable por 1.373 Mega Watios (MW), Colombia no cuenta con la infraestructura adecuada para que ingresen los equipos al país.

12 de marzo de 2020.    En la instalación del 4º Congreso Internacional de Energías Renovables, realizado en Barranquilla por el Consejo Mundial de Energía Colombia, (WEC por su sigla en inglés) y SER Colombia, el presidente del WEC, José Antonio Vargas Lleras, dijo que se han identificado varios cuellos de botella para el desarrollo de los proyectos, especialmente de energía eólica en el país.

Vargas señaló que entre el sector privado y la Vicepresidencia de la Republica se han identificado algunos cuellos de botella, los cuales el gobierno junto con las empresas debe trabajar para darle viabilidad a los proyectos de generación renovable.

Entre los cuellos de botella más relevantes, están:

Puertos: La construcción de los proyectos requiere de una operación logística a gran escala, y por el momento se tienen identificados solo dos puertos por los cuales podrían entrar los equipos: Puerto Bolívar, propiedad de El Cerrejón, y Puerto Brisa.

Para estos puertos se debe identificar la capacidad en términos de infraestructura disponible y requerida, horarios de operación, coordinación con otras operaciones propias y de terceros, entre otras variables.

También se debe coordinar la zona franca de Puerto Brisa, así como explorar la posibilidad que El Cerrejón permita la movilización de carga de terceros en su puerto y la actualización de tarifas de uso de este.

Vías: Según Vargas, se debe construir un plan maestro vial para identificar rutas comunes, refuerzos y pasos de puentes, levantamiento de redes de servicios públicos y corrección de radios de giro, entre otros. “Sin esto, será muy difícil transportar los equipos que se requieren para la construcción de los parques de generación”, dijo.

Líneas de Transmisión: Este es un tema crítico para que el país pueda sacar provecho de los proyectos que se construirán en La Guajira. Definir la ubicación de la línea colectora será crítico para el análisis que deben hacer los agentes que están próximos a entrar. También se deben facilitar los procesos de licenciamiento social y ambiental de la línea. Y así como el caso de La Guajira, se presentan a nivel nacional congestiones de red que imposibilitan la conexión de los proyectos.

Relación con las comunidades: Este tema es probablemente el reto más importante al que se enfrentan las empresas de energías renovables, particularmente en La Guajira, donde deben llevar desarrollo a las comunidades y no convertirse en un motivo de discordia entre estas y la empresa privada.

“Acá lo que sugerimos es que el sector privado y los gobiernos local y nacional usen los proyectos como un vehículo para aumentar las inversiones en educación, salud e infraestructura, entre otros”, señaló Vargas.

El potencial de la región Caribe

El presidente del WEC Colombia destacó, además, que la Costa Caribe es la región con mayor potencial de energías renovables en Colombia. No en vano la gran mayoría de los proyectos renovables se encuentran en esa región y el gobierno nacional ha focalizado muchas de sus iniciativas en temas de energías renovables allí.

“Tanto la gobernadora de Atlántico, Elsa Noguera, como el alcalde del Distrito de Barranquilla, Jaime Pumarejo, tienen dentro de sus programas de gobierno a las energías renovables como una prioridad y vemos que las oportunidades están presentes tanto en eólicas como en solar,” concluyó Vargas Lleras.

El parque solar que será propiedad de Cenit, filial de transporte de hidrocarburos de Ecopetrol, entrará en operación a finales del 2020 y suministrará energía por los próximos 15 años a las estaciones de bombeo de San Fernando y Apiay, así como a los campos Castilla, Chichimene y Acacías.

19 de febrero de 2020.    El Grupo Ecopetrol anunció la construcción de un nuevo parque solar, que será propiedad de Cenit, su filial de transporte y logística de hidrocarburos, el cual se convertirá en el mayor centro de autogeneración de energía que se haya desarrollado en el país, luego del Parque Solar Castilla, que fue inaugurado en octubre de 2019.

Con la construcción de este nuevo parque, la capacidad instalada de energía fotovoltaica del Grupo Ecopetrol superará los 70 megavatios (MWp) en menos de dos años.

El nuevo parque estará ubicado en el municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta. Su construcción iniciará a mediados de 2020 y se estima que entre en operación en diciembre.

Tendrá una potencia instalada de 50 megavatios (MWp), más del doble de la capacidad del Parque Solar Castilla, lo que equivale a lo necesario para energizar una ciudad de 65.000 habitantes.

Este proyecto servirá para autoabastecer parte de la demanda de energía de las estaciones de bombeo de San Fernando y Apiay, así como de los campos petroleros de Castilla, Chichimene y Apiay, ubicados en los Llanos Orientales.

El parque se ubicará en una extensión de 46 hectáreas, equivalentes a 40 canchas de fútbol, donde estarán ubicados más de 100 mil páneles de la más alta tecnología.

Su entrada en operación evitará la emisión de más de 410 mil toneladas de CO₂ (dióxido de carbono) a la atmósfera durante los próximos 15 años, cifra que equivale a la siembra de 3.2 millones de árboles.

“Esta es una nueva muestra de nuestro compromiso con la transición energética y el rumbo de la Empresa hacia las energías renovables y la mitigación de los efectos del cambio climático”, dijo Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Por su parte, Héctor Manosalva, presidente de Cenit, señaló que “esta iniciativa permitirá avanzar por la senda de la eficiencia energética del segmento de transporte del Grupo Ecopetrol, aprovechando el gran potencial que ofrece la energía solar en regiones como los Llanos Orientales”.

El Grupo Ecopetrol proyecta la construcción de al menos 5 parques solares adicionales en los próximos 2 años en los departamentos de Meta, Santander, Huila y Antioquia.

Con la inauguración del primer punto de carga en la estación Báscula, a las afueras de Bogotá, Terpel lanza su estrategia de movilidad eléctrica enfocada en conectar al país a través de puntos de recarga en su red de estaciones de servicio. 

15 de noviembre de 2019.   Con una propuesta de valor pensada en las personas, Terpel presentó su estrategia de nueva movilidad que se enfoca en brindar a los usuarios de vehículos eléctricos la posibilidad de recorrer las principales carreteras del país, sin limitarse por la autonomía de los mismos.

Con la inauguración de su primer punto de servicio de carga eléctrica, la compañía anunció que, en esta primera fase, quedará interconectada una de seis troncales que aportarán a la ‘desurbanización’ y masificación del vehículo eléctrico.

La primera de estas troncales cubrirá la ruta Bogotá – Medellín y contará con puntos de recarga entre cada 100 a 120 kilómetros, dependiendo de la topografía. Se prevé que esta troncal esté completamente lista y en funcionamiento durante el primer trimestre de 2020.

“Nuestra estrategia en la nueva movilidad responde, como todas nuestras decisiones, a lo que el consumidor requiere. Entendemos que la capacidad de adaptación y la velocidad de respuesta son elementos fundamentales para liderar el futuro. Seguiremos trabajando por ser una red de estaciones única en servicios, capaz de ofrecer a nuestros clientes la energía que requieran”, comentó Sylvia Escovar, presidente de Organización Terpel.

El anuncio se hizo durante la ceremonia de inauguración del primer punto de servicio de carga eléctrica de la compañía, ubicado en la estación Báscula (Siberia), la cual contó con la presencia del presidente de la República, Iván Duque; la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez; el ministro de Medio Ambiente, Ricardo Lozano, y el viceministro de Transporte, Juan Camilo Ostos.

A la conexión Bogotá – Medellín le seguirán otras troncales que llegarán a Santa Marta, Barranquilla, Cartagena, el altiplano cundiboyacense, Girardot y Cali.

“Hasta hoy, los dueños de estos vehículos han estado limitados a realizar trayectos cortos dentro de las ciudades, al no existir una oferta de puntos de servicio de recarga en las carreteras del país. Con esta estrategia nos sumamos al propósito nacional de impulsar e implementar la movilidad eléctrica en Colombia”, agregó Escovar.

Con este anuncio, la compañía marca su entrada a la movilidad eléctrica y se convierte en la primera empresa distribuidora de combustibles que ofrece en sus estaciones el servicio de recarga para vehículos eléctricos, además de proveer gasolina, diésel y GNV.

El objetivo de Terpel es cerrar 2020 con 30 puntos de carga para vehículos eléctricos, distribuidos a lo largo del país. Hasta el 31 de diciembre de 2019, el servicio de recarga para vehículos eléctricos estará disponible de manera gratuita para los usuarios.

Mercado de vehículos eléctricos en Colombia

En lo corrido de 2019, la compra de vehículos 100 % eléctricos en el país ha crecido 193,5 % en comparación con el mismo periodo de 2018, pasando de 242 a 710. Por su parte, la cantidad de vehículos híbridos enchufables (Plug-in Hybrid electric Vehicle, PHEV) ha crecido 69,1 %, al pasar de 194 a 328, según cifras de la Asociación Nacional de Movilidad Sostenible, Andemos.

Actualmente, Colombia lidera el mercado de vehículos 100% eléctricos particulares entre los países de la región, superando a México, Chile y Ecuador, con cerca de 1.700 unidades.

En agosto, el gobierno de Iván Duque anunció su Estrategia de Movilidad Eléctrica, con la cual espera tener 600 mil vehículos eléctricos rodando en el país para 2030. La estrategia contempla beneficios para los usuarios de este tipo de vehículos, que incluye la reducción al impuesto de compra, disminución del valor de la revisión técnico-mecánica, descuentos en las primas del Seguro Obligatorio de Accidente de Tránsito (Soat) y anulación de las restricciones a la circulación, como el Pico y Placa y el día sin carro.

El nuevo dispositivo podría ser una solución para los carros eléctricos con poca autonomía, que a menudo tienen que parar a mitad de los viajes para recargar baterías.

31 de octubre de 2019.   Un equipo de investigadores de la Universidad Estatal de Pensilvania ha ideado una batería que es capaz de recargarse parcialmente en tan solo 10 minutos.

Los investigadores desarrollaron una batería de iones de litio que se carga a una temperatura elevada para aumentar la velocidad de reacción, pero mantiene la celda fría durante la descarga, lo que muestra la posibilidad de agregar más de 300 kilómetros de autonomía a un automóvil eléctrico en tan solo 10 minutos.

Los científicos han reconocido la necesidad de diseñar baterías de vehículos eléctricos capaces de cargarse extremadamente rápido para satisfacer las necesidades de los conductores. Sin embargo, una velocidad de carga tan rápida requeriría que la batería absorba rápidamente 400 kilovatios de energía, una hazaña que los vehículos actuales no pueden lograr porque corren el riesgo de que se forme una suerte de recubrimiento de litio en torno a los ánodos de la batería (algo parecido a lo que ocurre con la oxidación en los metales) y que esta se vea gravemente dañada.

Estructura de níquel

Si bien las baterías de litio convencionales se cargan y descargan a la misma temperatura, los investigadores descubrieron que podían sortear el problema del recubrimiento de litio al cargar la batería a una temperatura elevada de 60 grados Celsius durante unos minutos para luego descargarla a temperaturas más frías.

“Además de la carga rápida, este diseño nos permite limitar el tiempo de exposición de la batería a la temperatura de carga elevada, generando así una vida útil muy larga”, afirma el autor principal, Chao-Yang Wang, ingeniero mecánico de la Universidad Estatal de Pensilvania. “La clave es realizar un calentamiento rápido; de lo contrario, la batería se mantendrá a temperaturas elevadas durante demasiado tiempo, causando una degradación severa”, agrega.

Para acortar el tiempo de calentamiento y poner toda la batería a una temperatura uniforme, Wang y sus colegas equiparon un diseño de batería de iones de litio con una estructura de níquel que se precalienta en menos de treinta segundos.

Para probar su modelo, cargaron tres celdas de bolsa de grafito diseñadas para vehículos eléctricos híbridos a 40, 49 y 60 grados centígrados, así como un control a 20 grados centígrados, utilizando diversas estrategias de enfriamiento para mantener temperaturas de carga constantes. Para confirmar que no se produjo el recubrimiento de litio, más tarde descargaron completamente las células y las abrieron para su análisis.

La sorpresa

Wang y el equipo descubrieron que las baterías precalentadas a 60 grados Celsius podían sostener el proceso de carga extremadamente rápido durante 1.700 ciclos, mientras que la celda de control solo podía mantener el ritmo durante 60 ciclos. A una temperatura de carga promedio entre 49 y 60 grados centígrados, la investigación no observó ningún revestimiento de litio. Los investigadores también encontraron que un aumento de la temperatura de carga redujo en gran medida el enfriamiento necesario para mantener la celda a su temperatura inicial.

“En el pasado se creía que las baterías de iones de litio deberían evitar funcionar a altas temperaturas debido a la preocupación de reacciones secundarias aceleradas”, explica Wang. “Este estudio sugiere que los beneficios de las placas de litio mitigadas a temperatura elevada con un tiempo de exposición limitado superan con creces el impacto negativo asociado con las reacciones secundarias exacerbadas.”

Tecnología casi disponible

Los investigadores señalan que la tecnología es completamente escalable porque todas las células están basadas en electrodos disponibles industrialmente. Además, ya han demostrado su uso en celdas, módulos y paquetes de baterías a gran escala. La lámina de níquel aumenta el coste de cada celda en un 0,47%, pero debido a que el diseño elimina la necesidad de los calentadores externos utilizados en los modelos actuales, en realidad reduce el costo de producción de cada paquete.

A continuación, el equipo de Wang planea llevar su diseño un paso más allá. “Estamos trabajando para cargar una batería de vehículo eléctrico de alta densidad energética en cinco minutos sin dañarla. Esto requerirá electrolitos altamente estables y materiales activos además de la estructura de autocalentamiento que hemos inventado.”

Tomado de: elmundoalinstante.com

La subasta para la contratación de energía de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) a 15 años, es la primera en su género que se realiza en el país.

Por: AMYLKAR ACOSTA*

27 de octubre de 2019.   La Subasta tiene como característica especial que, a diferencia de las convencionales, esta es convergente, como dice la Ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez “de dos puntas”, en donde participaron 20 empresas generadoras y 23 comercializadoras de energía, determinándose el precio de $95.65 por Kwh promedio ponderado, mediante el libre juego de la oferta y la demanda en la puja.

Este precio está muy por debajo del tope máximo individual de $200 Kwh y del tope máximo promedio de $160 fijado por la CREG. Huelga decir que dicho precio está dentro del rango de precios de la energía de FNCER en el resto del mundo.

Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), en promedio, los precios internacionales de la energía solar – fotovoltaica y eólica a septiembre de este año se cotizaron a $190 Kwh y $165 Kwh, respectivamente.

Con ello se desmitificó la creencia, bastante arraigada, de que la generación de energía de FNCER era demasiado costosa y que insistir en integrarla a la matriz energética significaba encarecerle la tarifa al usuario final, cuando es todo lo contrario, habida consideración de que su costo ha bajado dramáticamente en la última década, merced a los avances disruptivos de la tecnología y gracias a ello los precios del Kw de esta electricidad son ampliamente competitivos.

Esta subasta estuvo precedida de dos anteriores que tuvieron lugar en el mes de febrero de este año. La primera de ellas fue el primer intento de subastar energías de FNCER, exclusivamente, pese a que concurrió a la misma un mayor número de proponentes del que se esperaba y a que los precios ofertados eran competitivos, no fue posible adjudicar contrato alguno debido a las normas regulatorias demasiado restrictivas.

Tanto fue así que en la subasta subsiguiente, con carácter diferente, puesto que era para ofertar energía firme con cargo de confiabilidad y en el que participaban por igual oferentes de energía proveniente de fuentes convencionales y de no convencionales, se adjudicaron 1.398 Mw.

Con las lecciones aprendidas del proceso anterior y hechos los ajustes requeridos por parte de la autoridad competente fue menos penoso el ascenso de la curva de aprendizaje. Así quedó allanado el camino para la realización de esta última subasta, sólo para contratos de largo plazo de generación de electricidad a partir de FNCER.

Pues bien, con la adjudicación de 5 proyectos de generación de energía eólica y 3 de granjas solares-fotovoltaicas a 7 empresas generadoras y 22 comercializadoras, con una capacidad de generación de 10.186 Mwh/día, que se vienen a sumar a los adjudicados el 26 de febrero pasado, Colombia está dando el gran salto adelante, al mejor estilo de Caterine Ibargüen. Y no es para menos, pues de un 1% de participación que hoy tienen las FNCER en el consumo diario del país se pasará en el 2022, cuando los proyectos asignados empiecen a operar, al 6%.

Este es un hit que se anota el gobierno del presidente Iván Duque, que sobrepasó su meta para este cuatrienio (de 1.400 Mw) en más de un 50%, al alcanzar los 2.250 MW, que se debe en gran medida al empeño puesto por parte de la ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez de apretar el paso a la transición energética que ella puso en marcha, apoyándose en la Ley 1715 de 2014 y en la Ley 1955 de 2018 del Plan Nacional de Desarrollo 2018–2022. Además, la Unidad de Planeación Minero Energética anunció que tiene en lista de espera proyectos similares por más de 7.000 Mw.

Finalmente, es de advertir los proyectos ya adjudicados deberán entrar a generar y a comercializar dicha energía en 2022, para lo cual se requiere contar con la infraestructura de transmisión que permita inyectarla al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Por ello, el primer hito y tal vez el más importante para posibilitar la integración de las FNCER a la matriz energética y la reconversión de esta, era contar con una estación “colectora” de la energía generada en la alta Guajira, donde se concentra el mayor número de proyectos a instalar y las líneas “conectoras” para evacuar la energía que se genere.

El Grupo Energía Bogotá es el responsable de estos proyectos, para transportar la energía hasta la Subestación de Cuestecitas en La Guajira y de allí a La Loma en el Cesar, en donde se empalmará con la red del SIN.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

La asignación fue realizada en la subasta de contratos a largo plazo, con la que el Gobierno Nacional promueve la entrada de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).

24 de octubre de 2019.   23 contratos a 15 años fueron adjudicados a Enel-Codensa en la subasta a largo plazo, con la que el Gobierno Nacional buscó integrar las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

A través de estos contratos, la Compañía comprará 873 GWh año a un precio promedio de $97, que provendrán de granjas solares y plantas eólicas, y que permitirán el cubrimiento parcial de las necesidades de suministro de energía de sus clientes en Bogotá y Cundinamarca.

“Para Enel-Codensa, la participación en esta subasta representa un hito, pues por primera vez, la Compañía brindará a sus clientes energía generada a partir de fuentes renovables no convencionales”, dijo Carlos Mario Restrepo, gerente de Market de Enel-Codensa.

Mediante esta participación, la Compañía también demostró su compromiso con la transición y transformación energética que está viviendo el país y con el desarrollo de una matriz más diversificada, donde las FNCER se incorporen de una manera sostenible. Así mismo, se sumó al apoyo de incentivar futuras inversiones de nuevas tecnologías, que traigan soluciones innovadoras y sostenibles para la ciudad y la región.

Desde el punto de vista del cliente, la adjudicación de estos contratos a largo plazo significa una protección contra las contingencias del mercado o cambios climáticos como el Fenómeno del Niño, disminuyendo así su exposición a la volatilidad de la bolsa de energía.

Con estos resultados, Enel-Codensa incluye en su portafolio nuevas tecnologías cada vez más limpias, sostenibles y amigables con el medioambiente, dentro de las que se encuentran las fuentes de energías renovables no convencionales, la generación distribuida, la movilidad eléctrica, el almacenamiento de energía, entre otras.

Asimismo, la Compañía también contribuye con las metas del Gobierno Nacional en el Objetivo de Desarrollo Sostenible número 7, el cual plantea “energía asequible y no contaminante», además de apoyar una matriz energética complementaria, resiliente y comprometida con la reducción de emisiones de carbono.

La fecha de inicio de las obligaciones de suministro de energía eléctrica de los contratos adjudicados en la subasta será el primero de enero del 2022.

Fuente: Enel-Codensa

Con la primera subasta de energías renovables no convencionales, el país multiplicará por 40 la capacidad actual de generación eléctrica a partir de fuentes como la solar y eólica, pasando de menos de 50 megavatios a más de 2.200 megavatios de capacidad instalada para el 2022.

23 de octubre de 2019.   En un paso histórico hacia la revolución de las energías renovables en Colombia, este martes se realizó la primera subasta de fuentes no convencionales de energías renovables por intermedio de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía.

Como resultado del mecanismo, se asignaron responsabilidades de generación a ocho proyectos con una capacidad efectiva total de 1.298 megavatios de capacidad instalada, 5 de ellos eólicos y 3 solares. En el proceso quedaron con asignación 7 empresas generadoras y 22 comercializadoras.

“Los resultados de la subasta marcan un hito energético para el país. Este es el inicio de una revolución porque nos permite diversificar nuestra matriz eléctrica, la cual es muy limpia porque el 70% proviene de fuentes hídricas, pero al mismo tiempo nos hace vulnerables ante la variabilidad climática y momentos de escasez como el Fenómeno de El Niño. Ahora podremos combinar estas fuentes de generación y complementarlas con energía del sol y del viento. De este modo, tendremos una matriz cada vez más limpia, resiliente y responsable con el medio ambiente”, dijo la ministra de Energía, María Fernanda Suárez.

La subasta cerró con un precio promedio ponderado de asignación de $95,65 kilovatio hora, cerca de $50 pesos por debajo del promedio actual del costo de generación en contratos bilaterales.

En desarrollo del proceso de adjudicación, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció como tope máximo individual el precio de 200 $/kWh y como tope máximo promedio el precio de 160 $/kWh. La demanda objetivo determinada por el Ministerio de Minas y Energía fue de 12.050,5 MWh-día. El total de energía asignada fue de 10.186 MWh-día.

Finalizado el proceso de adjudicación, la UPME verificó que conforme al artículo 5 de la Resolución MME 40725 de 2019, existe una diferencia positiva entre la demanda objetivo y la cantidad de energía asignada de 1,864.5 MWh-día, y se prevé un precio máximo de oferta de venta de  110 $/kWh.

Por tanto, se activa el mecanismo complementario cuyo proceso de adjudicación se realizará el 23 de octubre de 2019, empleando igualmente los topes máximos establecidos por la CREG.

La Subasta de Contratos de Energía de Largo Plazo No. 02-2019 contó, en total, con la participación de 20 generadores y 23 comercializadores calificados, es decir, aquellos que cumplieron con todos los requisitos de precalificación establecidos para dicho mecanismo.