septiembre 4, 2007 | Industria
Las pequeñas centrales hidroeléctricas brasileñas podrían vender electricidad en subastas privadas a fines del 2007 o a principios del 2008, dijo a BNamericas Sérgio Marques, vicepresidente de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (Abee) y presidente de la firma de energía renovable Bioenergy.
Bioenergy patrocinaría las subastas y un banco del sector privado proporcionaría garantías financieras a los proveedores de la electricidad, señaló.
«Bioenergy desea crear una alternativa atractiva para los usuarios de la electricidad que podrían migrar al mercado no regulado», sostuvo.
Las subastas, que se efectuarían una vez al año, serían perfectas para los segmentos de mercado que necesitan de mucha energía tales como los supermercados, los bancos y los centros comerciales, añadió.
«El mercado no regulado representa el 25% de toda la energía que se vende en Brasil. Con nuestra propuesta, esta proporción podría aumentar», indicó.
«Tendremos un conjunto de compradores de electricidad muy fragmentado, con antecedentes y necesidades distintos reunidos en un solo contrato de venta de electricidad, que estará garantizado por un banco», manifestó.
La propuesta de Bioenergy consiste en establecer un contrato único para todas las compañías que tenga la misma fecha de vencimiento. Por ejemplo, una central de 70MW podría vender electricidad a entre 100 y 120 compradores mediante un solo contrato, afirmó.
«Los bancos gestionarían todo el proceso de compraventa, financiarían los contratos de venta de electricidad y evaluarían la idoneidad de cada comprador, entre otras tareas», sostuvo.
Bioenergy es propietaria de pequeñas centrales hidroeléctricas cuya capacidad instalada total asciende a 222 MW.
Fuente: BNamericas.
mayo 3, 2007 | Industria
El Gobierno brasileño realizará dos subastas de electricidad por internet el 26 de junio, informó en un comunicado el Ministerio de Minas y Energía (MME).
La primera subasta corresponde a electricidad que comenzará a despacharse tres años después del evento, mientras que la segunda supone despacho luego de 5 años.
El ministerio subastará contratos a 30 años para fuentes hidroeléctricas y contratos a 15 años para generación termoeléctrica.
La firma federal de investigación energética, EPE, registró de forma preliminar 213 proyectos para vender electricidad en las subastas de junio, informó BNamericas anteriormente.
Fuente: BNamericas.
noviembre 20, 2006 | Industria
Marruecos planea celebrar una serie de subastas internacionales para construir plantas de electricidad, como parte de un proyecto de inversiones por US.800 millones en los próximos cinco años para ampliar la capacidad eléctrica y satisfacer la creciente demanda.
Marruecos es el único país del norte de África que no tiene petróleo ni gas, pero busca convertirse en un puente energético entre Europa y el Magreb. Su red eléctrica está conectada a las redes española y argelina.
El gobierno de Rabat está haciendo esfuerzos para aumentar la producción y el transporte de electricidad y satisfacer así la demanda, que ha crecido a una tasa promedio anual del 9% en los últimos años.
Marruecos también busca convertirse en el futuro en un país exportador de electricidad hacia Europa y otros países del Magreb, dijeron funcionarios del gobierno marroquí.
«Las inversiones necesarias para satisfacer la creciente demanda son muy grandes. Estimamos que harían falta unos 0.000 millones de dirham anuales (US.160 millones) durante los próximos cinco años,» dijo a Reuters Younes Maamar, director general de la Oficina Nacional de Electricidad (ONE por su sigla en francés, en una entrevista.
A principios de noviembre, la ONE inició los trámites para sacar a concurso una planta de carbón de 1.320 MW de potencia cerca de Aghadir por valor de US.500 millones.
Marruecos ha introducido gradualmente gas natural para generar electricidad. En el 2005 comenzó a funcionar una planta de ciclo combinado en Tahaddart con una producción de 2.003 GWh y el país quiere expandir el uso de gas al empleo del gas natural licuado (GNL).
«Estamos pensando seriamente en introducir GNL y, para este fin, deberíamos construir una terminal de GNL en Jorf Lasfar o en Tánger. Convocaremos una subasta internacional para este complejo proyecto,» añadió Maamar.
Fuente: Reuters.
octubre 12, 2005 | Industria
Distribuidoras eléctricas brasileñas compraron el martes 1.268 MW de electricidad garantizada para entregar a partir de enero del 2006 y 2009 por un total de 7.900 millones de reales (US$3.537 millones) en las subastas de electricidad existente patrocinadas por el gobierno, informó en un comunicado la cámara de comercio eléctrico CCEE.
Un total de 17 distribuidoras compraron 1.166 MW de electricidad garantizada por un valor de 7.760 millones de reales (US$3.470 millones) a 15 firmas en contratos a 8 años a partir del 2009, se lee en el comunicado.
Entretanto, cinco distribuidoras compraron 102 MW de electricidad garantizada por un total de 169 millones de reales en una subasta independiente por contratos a tres años a partir de enero del 2006, informó CCEE.
Las distribuidoras que compraron energía eléctrica en virtud estos contratos a tres años atendieron toda la demanda en sus áreas de concesión entre enero del 2006 y diciembre del 2008, dijo Maurício Tolmasquim, presidente de la firma gubernamental de investigación EPE, tras la subasta.
El precio promedio fue de 62,95 reales por MWh, un 14% menos que los 73 reales por MWh del precio de inicio y un 6,5% menos que el precio para los contratos a 8 años con entrega a partir de enero del 2006 suscritos en la subasta de marzo del 2005.
Sin embargo, las 17 distribuidoras que compraron electricidad para entrega a partir del 2009 cumplieron sólo con el 60% de su demanda para el período enero del 2009 a diciembre del 2017. Según el ministro de Minas y Energía, Silas Rondeau, las distribuidoras tendrán otras oportunidades para comprar el resto.
Podrían adquirir la electricidad en la próxima licitación de proyectos de nueva generación programada para mediados de diciembre, en licitaciones de ajuste de cartera e incluso en otra subasta de electricidad existente, dijo a la prensa.
El precio promedio ofrecido fue de 94,91 por MWh, un 1,1% menos que el precio de inicio de 96 reales por MWh.
Ésta es la segunda oportunidad en que el gobierno realiza una subasta por contratos que parten el 2009. En una subasta efectuada en abril, no se vendió electricidad para este período debido a que las generadoras consideraron el precio muy bajo.
En ambas subastas, el valor estuvo muy por debajo de los 120-130 reales por MWh que las generadoras esperan obtener con la electricidad producida a partir de nuevos proyectos que el gobierno seleccionó para licitar a mediados de diciembre.
«Si el gobierno quiere atraer inversiones necesita tratar bien a los inversionistas», dijo a BNamericas Christopher Vlavianos, socio de la firma de comercialización de electricidad Comerc.
«Los comentarios de las generadoras muestran que no quedaron satisfechas», apuntó Vlavianos. «Los precios promedio son suficientes para cubrir sus costos operacionales, pero quizá no basten para entregar el retorno sobre la inversión deseado».
El precio fue ligeramente inferior al de la electricidad comercializada en el mercado no regulado. Si bien se esperaba la baja, Vlavianos cuestionó el que precios tan bajos fueran un incentivo para que las empresas sigan invirtiendo en generación eléctrica en Brasil.
«Aunque el costo operacional de las centrales hidroeléctricas puede ser de tan sólo 5 reales por MWh, el precio promedio en la subasta quizá no sea suficiente para cubrir los gastos de capital», precisó.
Los inversionistas ocuparán el precio para el 2009 como referencia para nuevos proyectos que se liciten en diciembre dado que la nueva producción eléctrica debiera partir el 2010.
«Si bien los nuevos proyectos tienen características diferentes, se puede decir que los inversionistas en los nuevos proyectos serán los mismos que han invertido en Brasil en los últimos años», acotó Vlavianos.
Las subastas de electricidad existente para entrega a partir del 2006 y 2009 apuntan a agotar el exceso de oferta eléctrica en el país, poniendo fin a un período de transición para aplicar las nuevas reglas del sector introducidas en marzo del 2004.
Al no existir exceso de electricidad en el mercado, la demanda futura de energía eléctrica en el país se atenderá mediante contratos de concesión de construcción y operación a largo plazo en licitaciones regulares donde las distribuidoras comprarán electricidad directamente a los desarrolladores del proyecto que se adjudiquen concesiones.
Vendedores de electricidad
Las empresas que vendieron electricidad en el período 2006-2009 fueron la estadounidense Duke Paranapanema, la eléctrica paulista Emae, la eléctrica del estado de Rio Grande do Sul CEEE, la eléctrica del distrito federal CEB y la carioca Light.
Tractebel Energia y su filial de comercialización eléctrica TEC, ambas controladas por el grupo belga Suez, vendieron la mayor cantidad de electricidad (381 MW) para entrega desde el 2009 al 2017, en tanto que otras de las empresas que vendieron energía eléctrica para este período fueron las federales Furnas, Chesf y CGTEE, al igual que las estatales CEEE, Copel Geração, CEB, Emae y Cesp.
Fuente: BNamericas.
noviembre 16, 2023 | Industria
Colbún suscribió un acuerdo con la empresa Rhe-Energise para explorar el potencial desarrollo de la nueva e innovadora forma de almacenamiento hidroenergético de larga duración de dicha compañía, conocida como High-Density Hydro (HD Hydro).
Ambas firmas trabajarán para evaluar la viabilidad de construir un sistema HD Hydro de 10 MW y diez horas de duración en Chile. Colbún estima esta iniciativa como una forma de complementar su actual portfolio hidroeléctrico, eólico y solar, a través de esta nueva tecnología que contribuiría a resolver el problema de la intermitencia de la energía renovable.
Gracias al acuerdo, la empresa británica llevará a cabo investigaciones y estudios técnicos de posibles emplazamientos para su sistema HD Hydro, mientras que Colbún contribuirá con su conocimiento del mercado local, así como asesoramiento sobre planificación, permisos y conexiones de servicios públicos.
El sistema de almacenamiento HD Hydro de RheEnergise es menos costoso, más eficiente energéticamente y rápido de desarrollar y construir. En lugar de agua, utiliza un fluido que es 2,5 veces más denso que esta y amigable con el medio ambiente. Esto puede proporcionar 2,5 veces más energía que un sistema hidroeléctrico convencional de baja densidad. Gracias a ello, HD Hydro puede instalarse bajo la superficie de cerros en lugar de montañas, lo que abre enormes oportunidades en mercados de todo el mundo.
Al respecto, el gerente de Innovación de Colbún, Diego García, afirmó que “la innovación ha sido clave para la transición energética. Los avances tecnológicos en energía solar y eólica las convierten en las principales fuentes de energía renovable en muchas partes del mundo. Ahora necesitamos nuevas soluciones de almacenamiento para hacer frente a la intermitencia de estas fuentes de energía, y la tecnología que está desarrollando Rhe-Energise podría tener un papel clave en este sentido”.
En tanto, la directora comercial de Rhe-Energise, Sophie Orme, añadió que “el gobierno chileno está liderando el camino en América, asignando 2.000 millones de dólares para subastas de almacenamiento de energía a partir de 2024, y estableciendo un objetivo de energías renovables del 70% para 2030 y carbono neutral para 2050. Estamos encantados de asociarnos con Colbún, aprovechando su experiencia de primera mano en el mercado, en particular hidroeléctrico y solar, y de ayudarles a alcanzar su plan de añadir 4 GW de activos renovables para 2030”.
Sistema HD Hydro
En momentos de baja demanda energética, el fluido de alta densidad R-19 se bombea cuesta arriba entre tanques de almacenamiento (enterrados bajo tierra). Dichos depósitos están conectados por tuberías subterráneas. A medida que aumenta la demanda de la energía, el fluido se libera cuesta abajo y pasa a través de turbinas, generando electricidad para suministrar energía a la red.
Los proyectos oscilarán entre 5 MW y 100 MW de potencia y pueden funcionar con elevaciones verticales tan bajas como 100 metros o menos. Esto significa que, a diferencia del almacenamiento convencional de energía hidroeléctrica por bombeo, un sistema Rhe-Energise HD Hydro puede funcionar bajo pequeñas colinas en lugar de montañas. En efecto, el sistema requiere 2,5 veces menos elevación vertical.
