Boletín 67 - En Colombia, Entra en operación Hidroeléctrica El Quimbo

El Quimbo inició operación comercial aportando 400 MW al sistema, EMGESA inició el día 16 de noviembre, la generación oficial de la central hidroeléctrica, la energía anual promedio de El Quimbo es de, 2.216  GWh, equivalente a 4% de la demanda nacional. El Quimbo, junto con Betania, constituirán una cadena de generación en el río Magdalena, que aportará 8% de la demanda nacional.

Luego de cinco años de construcción, cerca de diez años después de haber iniciado los estudios de factibilidad y unas 6.500 personas laborando en los diferentes frentes de trabajo, la nueva Central Hidroeléctrica de El Quimbo. “La construcción de El Quimbo es el proyecto más grande abordado en los últimos años por el Grupo Enel en América Latina, con una inversión superior a los $1.200 millones de dólares, con lo cual nuestra compañía no sólo ratifica la confianza en Colombia, sino que además pone a disposición un activo que permite entregar más energía al país”, manifestó Lucio Rubio, Director General Enel Colombia.

Emgesa suma con El Quimbo 12 centrales de generación - diez hídricas y dos térmicas -  y una capacidad instalada de 3.459 MW, fortaleciendo su liderazgo en el sector energético colombiano

Boletín 66 – En Venezuela, culmina mantenimiento para aportar 630 MW al sistema eléctrico

La Corporación Eléctrica Nacional CORPOELEC puso en operación comercial la unidad 15 de la casa de máquinas II y continúan las pruebas con carga de la unidad 16 de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar en Guri, estado Bolívar, acción ejecutada por los trabajadores de Región Guayana y contemplada en el Plan de Modernización que se realiza en las distintas instalaciones hidroeléctricas que se tienen en el país.

El mantenimiento integral de la unidad 15, con capacidad máxima de generación de 630 MW, abarcó la reparación del rodete, rotor, estator y de todos los sistemas auxiliares tales como gobernador, excitatriz, compuertas de toma, transformador e interruptores de potencia.

La reparación del rodete consistió en el esmerilado, perfilado y soldadura de los álabes, trabajo realizado con electrodos de acero inoxidable. Es importante señalar, que esta intervención permite extender la vida útil de este componente y garantizar el aporte de 630 MW al Sistema Eléctrico Nacional.

En cuanto a la unidad 16, Engels Prada, gerente de Generación de la Región Guayana indicó que la misma se encuentra actualmente en fase de prueba, de acuerdo al cronograma establecido. Los trabajos para esta unidad incluyen el cambio de rodete Francis con nueva tecnología, mantenimiento al rotor y estator, instalación de un sistema de excitación adecuado a la nueva potencia, así como también el sistema de control y los sistemas auxiliares, con lo cual se incrementará su capacidad de generación para sumar 770 MW, dependiendo del nivel del embalse Guri.

Este trabajo está siendo realizado de manera conjunta entre trabajadores de CORPOELEC, altamente calificados y con gran experiencia en el área, la empresa Euro-Bras, FAPCO y el Convenio Cuba-Venezuela. CORPOELEC trabaja para garantizar un sistema eléctrico seguro y confiable para el bienestar y desarrollo del pueblo venezolano, cumpliendo cada fase según lo estipulado en la programación.

Fuente: Prensa CORPOELEC

Boletín 66 - Gobierno Colombiano anuncia medidas que aseguran la generación eléctrica ante el fenómeno de El Niño

El Ministerio de Minas y Energía, Tomás González, anunció medidas adicionales que permiten asegurar la generación de energía eléctrica ante una situación de Fenómeno El Niño tan intensa como la que se vive en la actualidad. Empresas y gremios manifestaron su apoyo a las medidas.

La coyuntura actual del mercado energético ha influido para que el costo de generación con fuentes distintas a agua sea más costoso. Esto ha llevado a algunas empresas de generación térmica a tener dificultades en su operación. No obstante, cada una de ellas tiene unas obligaciones de energía firme con el país y las medidas asegurarán que dichos compromisos sean cumplidos."El costo de no poder contar con las plantas térmicas para generar la energía necesaria es muy alto. Este país, que le apunta al incremento del empleo y la competitividad no puede darse el lujo de tener apagones", agregó el Ministro.

José Camilo Manzur, Director Ejecutivo de Asocodis, expresó su apoyo por los "nosotros como distribuidores sin duda alguna apoyamos todas aquellas medidas que contribuyan a evitar el desabastecimiento de energía en el país. Colombia no puede estar avocada a ningún tipo de riesgo en materia de apagón y vivir las experiencias que vivimos hace ya dos décadas".

Medidas para enfrentar el Fenómeno El Niño

Las siguientes medidas se suman a las acciones que ya se han emprendido, entre ellas facilitar a las térmicas el combustible disponible; incentivar la oferta de gas y mantener el acuerdo con Venezuela para recibir gas en 2016.

1. Aumentar la oferta de gas

En esta materia se implementaron tres acciones que llegan a robustecer la oferta de gas:

- Desde el primero de diciembre entrará en operación el gasoducto Cartagena – Sincelejo. Esto permitirá traer gas proveniente de los campos de Sucre y Córdoba y que en un periodo de Niño, con fuerte verano, podrá llegar a entregar un promedio diario de 50 millones de pies cúbicos.

- Con el inicio de las importaciones de gas proveniente desde Venezuela se podrá acceder a casi 40 millones de pies cúbicos por día. Colombia cuenta con la infraestructura necesaria para la puesta en marcha de convenio, pero el vecino país aún está realizando los ajustes en la infraestructura para el inicio de operaciones. Fecha proyectada: enero de 2016.

- Se lograron flexibilizar las ofertas de gas en el último periodo de negociaciones. Con estos se logra una asignación del gas disponible, tanto de gas firme como interrumpible, más rápidamente. Esto permitirá tranzar un mayor volumen de gas durante el próximo año y así aumentar el acceso por parte de la oferta.

2. Estimular la oferta

En este escenario se han previsto tres medidas que se adoptarán para que en el mediano plazo se estimule la oferta

- Se harán subastas para proyectos de bajo costo y se darán oportunidades para que las plantas térmicas con líquidos puedan pasar a combustibles más económicos.

- Para aumentar la capacidad de generación se hace necesario acelerar la entrada en operación de nuevo proyectos de generación. En la actualidad, Tasajero II, ubicado en Norte de Santander; y las Centrales hidroeléctricas Carlos Lleras Restrepo y San Miguel, ubicados en Antioquia, son los proyectos identificados que pueden ingresar, en el mediano plazo, al sistema.

- Mediante Resolución CREG 171 de 2015 se permitirá la participación con energía excedentaria de plantas menores para aumentar la disponibilidad de energía eléctrica en el país. La participación de las plantas menores se realizará ofertando directamente en la Bolsa, o negociándola con comercializadores y/o generadores del Sistema Interconectado Nacional a precios pactados libremente.

3. Ajustar el mercado

Los generadores hidráulicos evitan utilizar el agua de los embalses con el fin de reservarla para superar la etapa más fuerte del Fenómeno, que se proyecta será en el primer trimestre de 2016. Esto encarece el precio final en el mercado mayorista.

A través de la Res. CREG 172 de 2015 se fijó un tope al precio de las ofertas diarias para el despacho de generación en el Mercado de Energía Mayorista. Esta medida tiene como objetivo evitar que el precio de bolsa llegue a niveles excesivamente altos, afecte a los generadores térmicos convirtiéndolos inviables financieramente.

4. Garantizar oferta térmica

Se busca restablecer los niveles de pérdida que los térmicos esperaban y para compensar esto se requiere de un aporte significativo por parte de los generadores, y en menor medida de los usuarios residenciales del mercado. Estos últimos realizarán un aporte que se vería reflejado en la factura del servicio de energía del mes. El incremento no será mayor a 1.75% y se realizará de forma paulatina.

Estos recursos que se recojan vía tarifa se utilizarán para cancelar parcialmente los sobrecostos producto de la generación de energía eléctrica con combustibles líquidos. "Vamos a realizar una nivelación paulatina en el precio de venta de energía eléctrica del orden del $7kWh. Lo que estamos haciendo es tratando de que el aporte que tienen que hacer los consumidores, sea la mínima requerida. Va a estar en el orden de $439 para estrato 1 y $2.943 para el 6", indicó el Ministro.

Estrato	Costo medida mes (pesos)
Estrato 1	$439
Estrato 2	$494
Estrato 3	$929
Estrato 4	$1.298
Estrato 5	$1.873
Estrato 6	$2.943

Cabe resaltar, que dos terceras partes de los aportes lo asumirán las empresas, y la tercera parte restante las asumirían el Gobierno y los consumidores. "El Gobierno pone los subsidios que amortiguarán el alza. Recordemos que el estrato 1 tiene un subsidio del 60%, en el estrato 2 tiene un subsidio tiene un 50%, y en el caso del estrato del 15%", añadió.

5. Ahorro de energía

Por otro lado, el Ministro Tomás González presentó la campaña de eficiencia energética, con un mensaje que ahorro para aportar a la situación actual. "Si todos logramos la reducción en el consumo: 1) no veremos el alza reflejada en nuestra factura; y 2) ayudaremos para que el sistema pierda presión y podamos tener el servicio de energía estable y constante en nuestros hogares", agregó

Adicionalmente, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) está estudiando la forma cómo incluirá medidas para penalizar el derroche de energía.

En Colombia, Gremios radican ante el Gobierno, posición formal ante la actual coyuntura del sector

Asoenergía, Acoplasticos y Cotelco radicaron una carta ante los Ministerios de Minas y de Comercio, en la expresan varias preocupaciones respecto de la actual coyuntura energética de Colombia. Los Gremios rechazan posibles nuevos cobros por confiabilidad y restricciones.

Por primera vez en carta firmada por diferentes gremios del país y dirigida a los Ministros de Minas y Energía, Tomás González y la Ministra de Comercio Industria y Turismo, Cecilia  Álvarez, se exponen varios planteamientos respecto de la actual coyuntura energética y específicamente al compromiso que tienen los generadores de ofrecer energía en firme sin ningún condicionamiento diferente al cargo por confiabilidad que los consumidores pagaron  cumplidamente.  

Los argumentos expuestos en la misiva son:

• Es fundamental contar con un servicio de energía confiable por parte del parque generador del país. Para ello se ha diseñado una normatividad que propende claramente por esto a través del pago del “Cargo por confiabilidad”. Toda la demanda nacional ha venido cumpliendo en forma total con su compromiso de este pago que asciende a cerca de 1.000 millones de dólares anuales. En ese sentido es claro que lo que exige la demanda es que el parque generador cumpla con el compromiso que le corresponde sin ningún condicionamiento.

• Se deben mantener y respetar las reglas del juego que están vigentes. Las “reglas del juego” que enmarcan el “cargo” o “prima” de “Confiabilidad” eran perfectamente conocidas desde tiempo atrás por parte de todos los agentes involucrados. La oferta era consciente de los compromisos que tenía que cumplir cuando se llegare a presentar una situación hidrológica como la actual. Todos los agentes que están recibiendo cargo por confiabilidad, particularmente aquellos cuyos costos variables de generación eran mayores que la remuneración que iban a recibir, conocían los riesgos inherentes a ese hecho y optaron por presentarse para garantizar la confiabilidad del sistema con su energía firme. Las autoridades sabían perfectamente el riesgo de asignarle a esas plantas el cargo y avalaron su otorgamiento. La demanda por su parte pagó la “prima” o “cargo” confiando en que los agentes generadores cumplirían con su responsabilidad y en que las autoridades velarían  por el cumplimiento de los compromisos. A la demanda no le interesa quién reciba la “prima” o “cargo” o cómo este se distribuya entre los diferentes agentes, le interesa  que después de haber cumplido sus compromisos, pagando una suma muy alta de dinero, se le garantice la confiabilidad del sistema.

• Es inaceptable que por ejemplo se propongan cambios en el “Precio de escasez” o que, vía “Restricciones”, la demanda cubra pérdidas en que tengan incurrir algunos generadores por cumplir los compromisos a los que estamos haciendo referencia. En resumen es inaceptable que la demanda,  habiendo  cumplido su cuota, termine pagando un cargo adicional.

• Se reitera la urgente necesidad de corregir los recargos que se le vienen cargando a la demanda vía “Restricciones”. Ese cargo le implicaba a la demanda pagar entre 8 a 10 $/kWh en su tarifa eléctrica total. Fruto de la Resolución CREG 159 de 2015, orientada a favorecer a los generadores térmicos,  a la demanda se le está liquidando un valor de restricciones cercano a los 120 $/kWh. Con  la nueva Resolución CREG 172 de 2015, la cifra se situó en cerca de 60 $/kWh. Este hecho le va a significar a la demanda industrial un incremento en su tarifa total[1] para el mes de octubre del orden del 20% y a la demanda residencial uno del orden del 14%[2]. Es decir, se le está exigiendo a la demanda que pague un extra costo en el mes de octubre cercano a los 270.000 millones de pesos. Esto no es aceptable y debe corregirse a la mayor brevedad.

• Debe acelerarse la expedición definitiva de la Resolución en Consulta CREG 109 de 2015 sobre cargo por Confiabilidad. Aunque es claro que la sustitución de plantas ineficientes va a requerir un  tiempo, sin duda lo propuesto por parte de la Comisión en su resolución CREG 109 DE 2015, es un paso muy importante que debe agilizarse definitivamente al menos en lo relacionado con las “Subastas Adicionales”.

 Fuente: ASOENERGIA

Acerca de: ASOENERGÍA es el gremio que reúne a los principales consumidores de energía del país, empresas industriales y comerciales que están asociadas para realizar propuestas que beneficien a los consumidores colombianos con una energía a precios más competitivos.

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[1] Para un usuario conectado a Nivel de Tensión 3, sin incluir el posible impacto si su tarifa de generación depende de la bolsa

[2] Usuario estrato 3

Boletín 62 – En Colombia, generan energía eléctrica eficientemente de manera industrial usando GLP

Como caso de éxito GE presentó el motor a gas Waukesha, funcionando con Gas Licuado del Petróleo producido en Colombia, en una planta  propiedad de Colgas, en Cundinamarca, Colombia. Produciendo 375 kWe a 1200 r.p.m. (revoluciones por minuto). El aprovechamiento del GLP, principalmente en procesos de generación eléctrica, como sustito de diésel,  influenciará de manera favorable la autosuficiencia energética.

El GLP usado en la demostración fue una composición típica de este combustible en Colombia, que consiste en más de 50% de Propano y más de 45% de Butano con un poder calorífico de casi 2700 Btu/Pie3 (106 MJ/m3). GE tiene tres modelos Waukesha disponibles para esta composición de GLP, con capacidad de: 375 kWe, 620 kWe y 750 kWe a 1200 r.p.m. (60Hz).

“Este demostración ilustra que se puede usar el GLP en lugar de Diésel, lo cual no solamente ayuda a tener ahorros en el costo de energía, para las compañías de Petróleo y Gas en Colombia, sino que reduce las emisiones de óxidos de Nitrógeno (NOx) y de Monóxido de  Carbono (CO) en más de 75% . Adicionalmente, la demostración permite exponer de manera global, especialmente en África y el Caribe, que el GLP es un combustible idóneo para nuestros motores a gas. Esto demuestra la versatilidad y robustez de los motores a gas, marca Waukesha“, comentó John Ingham, Director de Soluciones Técnicas para Latinoamérica.

La prueba liderada por GE, tiene como objetivo capitalizar la disponibilidad del GLP en Colombia y el aprovechamiento de este principalmente en procesos de generación eléctrica y transporte.

Boletín 62 – Sistema eléctrico español comienza subastas de interrumpibilidad

Las subastas están gestionadas por Red Eléctrica de España (REE) y supervisadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), en estas se ofrecerán entre 293 y 407 bloques de 5 y 90 megavatios, lo que sitúa la potencia total ofertada entre 2.060 y 3.1040 megavatios.

El servicio de interrumpibilidad es una herramienta que permite flexibilizar la operación del sistema eléctrico desde el lado de la demanda. Los grandes consumidores de energía eléctrica (la gran industria), en respuesta a una orden dada por el operador del sistema, reducen su consumo para mantener el equilibrio entre generación y demanda, para que así al resto de los consumidores no les falte electricidad; percibiendo a cambio una retribución económica.

Para asignar el servicio, se emplea un sistema de subastas con pujas presenciales. Se subastan dos productos de potencia interrumpible, uno consistente en reducciones de consumo de 5 MW y otro de 90 MW, mediante un sistema informatizado de subastas de precio descendente. A partir del precio de salida, el importe va bajando en cada ronda a un precio previamente establecido. La prestación del servicio se asigna al último competidor que queda en la puja sin retirarse y, por tanto, está dispuesto a prestarlo al precio más bajo.

El precio inicial de los lotes de 5 MW ascenderá a 200.000 euros, y el de los de 90 MW será de 340.000 euros. A partir de esas cifras, la puja irá descendiendo en escalones de 1.000 euros hasta que alguna compañía se decida a comprar al precio marcado.

Boletín 62 – México realizará primera subasta de proyectos de energía eléctrica

La convocatoria de la primera subasta eléctrica de proyectos de México se publicará en octubre y adjudicará antes del primer trimestre de 2016, según anunció Pedro Joaquín Coldwell, secretario mexicano de Energía. El objetivo será la generación de energías eléctricas limpias y renovables, como parte de la segunda área de implementación de la reforma eléctrica.

La subasta eléctrica se lleva a cabo en el marco de la reforma energética promovida por el presidente Enrique Peña Nieto y promulgada en 2014. Esta reforma abrió por primera vez el mercado energético a inversiones privadas, tanto mexicanas como extranjeras, desde la nacionalización de la industria en 1938.

El funcionario anunció además subasta de proyectos de largo plazo de generación eléctrica con financiación de capital público y privado, “Vendrán también subastas de largo plazo que anclarán inversiones públicas y privadas de generación eléctrica por miles de megawatts fundamentalmente con tecnologías limpias”.

Las bases del Mercado Eléctrico Mayorista se encuentran en consulta, una vez que se publiquen estas bases, se definirán las condiciones para el mecanismo previsto en la ley denominado subasta de energía, con la que los generadores existentes en el país o exportadores desde Estados Unidos y Centroamérica, presentarán sus posibilidades para venderle a la Comisión Federal de Electricidad o a cualquier otro suministrador del servicio universal que establezca el gobierno, la energía que podrán vender en distintos plazos y a distintos precios, que el gobierno comprará con base en las mejores ofertas recibidas.

Boletín 60 - Entra en operación comercial la primera unidad de generación de hidroeléctrica Cucuana, en Colombia

EPSA puso en operación comercial la primera de las dos unidades de generación, con las que contará la central hidroeléctrica Cucuana, que tendrá una capacidad total de 55 MW. El proyecto culminará la etapa de pruebas de la segunda unidad a finales de septiembre. 

La central está ubicada en el municipio de Roncesvalles (Tolima) y en su construcción fueron invertidos cerca de $335 mil millones, de los cuales se destinaron $34 mil millones a asuntos socioambientales. Con Cucuana, EPSA completa 16 plantas de generación de energía, todas a partir de fuentes renovables, ubicadas en los departamentos del Valle del Cauca, Cauca y Tolima. 

“Es un gran orgullo entregarle hoy al Sistema Interconectado Nacional la primera de las dos unidades con que contará la central hidroeléctrica Cucuana, energía con que aportamos como compañía al desarrollo del Tolima y el país. La construcción de este proyecto, que generará energía suficiente para abastecer a una población de alrededor de 100.000 habitantes, nos deja una gran experiencia técnica, humana, social”, afirmó el gerente general de EPSA, Óscar Iván Zuluaga Serna.

Fuente: Comunicaciones EPSA

Boletín 54 – Otorgan Premio Edison por innovación en energía y sustentabilidad a SolarReserve

La tecnología de almacenamiento de energía térmica solar, líder en la industria, obtiene el galardón aclamado internacionalmente por innovación, SolarReserve ha sido nombrada Ganadora de Plata de 2015 en innovación por los internacionalmente renombrados Edison Awards™. Los distinguidos premios reconocen la innovación, la creatividad y el ingenio en la economía mundial.

SolarReserve, desarrollador líder de proyectos de energía solar a escala de servicio público y tecnología de almacenamiento de energía térmica solar avanzada, está cambiando la forma en que generamos electricidad en todo el mundo. A medida que la penetración de la energía renovable crece, la necesidad de una generación renovable a escala de servicio público con tecnología de almacenamiento es cada vez más importante para aliviar problemas de intermitencia, suministrar energía en períodos de demanda pico y apoyar la confiabilidad del sistema de transmisión.

Con más de 50 patentes estadounidenses e internacionales, la probada tecnología de SolarReserve, desarrollada en los Estados Unidos, genera energía básica renovable y gestionable y puede competir con la generación tradicional de electricidad quemando combustibles fósiles y con la nuclear. La empresa tiene actualmente más de US$1.800 millones en proyectos en construcción y operación en todo el mundo, con contratos de desarrollo y energía a largo plazo por 482 megavatios (MW) de proyectos solares, que representan US$2.800 millones de capital de inversión.

"Es un honor recibir este reconocimiento de los Premios Edison y su distinguido panel de jueces por nuestro éxito en el desarrollo y la comercialización de una tecnología innovadora que resuelve los problemas de intermitencia experimentados con otras fuentes de energía renovable", dijo el director ejecutivo de SolarReserve, Kevin Smith. "Es una gran satisfacción que expertos de la industria reconozcan el valor y la visión estratégica de esta tecnología, así como el liderazgo de SolarReserve en energía solar y almacenamiento de energía".

Los premios llevan el nombre de Thomas Alva Edison (1847-1931), cuyos inventos, sus nuevos métodos de desarrollo de productos y sus logros innovadores cambiaron literalmente el mundo, le dieron 1.093 patentes estadounidenses, y lo convirtieron en una persona muy famosa. 

Boletín 54 – Inauguran planta de energía con motor de combustión interna más grande del mundo

La inauguración de IPP3, planta de energía más grande del mundo del motor de combustión interna (ICE), se realizó el 29 de abril en el sitio de la planta cerca de Amman, Jordania. La planta se alimenta con 38 Wärtsilä 50DF motores multi-combustible con una capacidad combinada de 573 MW. En reconocimiento a su tamaño récord mundial, la planta ha sido aceptada en el libro Guinness de los récords.

Wärtsilä es un proveedor líder mundial de plantas de energía de carga base flexibles de hasta 600 MW operando en diversos combustibles gaseosos y líquidos. La compañía ve fuerte crecimiento en el Oriente Medio y ha atraído a nuevos pedidos recientemente de Omán y Arabia Saudita; con una capacidad instalada total de Wärtsilä en el Medio Oriente es de aproximadamente 7.000 MW.

El acto fue presentado por el propietario de la planta de AAEPC (Empresa de Energía Eléctrica Amman Asia) bajo el patrocinio de Su Majestad el Rey Abdullah II Ibn Al Hussein de Jordania. "Es un gran placer para presenciar la inauguración con Wärtsilä y otros socios del proyecto. Estamos muy orgullosos de la planta de potencia del motor más importante del mundo " comentó Taemin Kim, Director de Administración de AAEPC.

IPP3 se utilizará para cubrir los picos diarios afilados de la demanda de electricidad en Jordania. De partida rápida y la capacidad de rampa de salida arriba y abajo de forma rápida y eficiente son las características clave de la tecnología ICE.

IPP3 y su planta hermana, los 250 MW IPP4, han estado en operación comercial desde finales de 2014. De acuerdo con datos proporcionados por el operador de la red de Jordania NEPCO, su impacto en la red eléctrica de Jordania ha sido notable. Dado que las dos plantas de motores han cubierto la mayor parte de la demanda pico, grandes centrales eléctricas de turbinas de gas en la red se han liberado de esta tarea. Como resultado, las turbinas producen en la actualidad de carga base constante, operando mucho más eficientemente. Esto conduce a un ahorro importante de combustible, los costos de energía y las emisiones de CO2.

Además de la flexibilidad operativa, IPP3 proporciona flexibilidad de combustible. La planta de tri-combustible puede funcionar con aceite combustible pesado (HFO), aceite combustible ligero (LFO) y el gas natural. Actualmente HFO se utiliza debido a la escasez de gas natural. La planta comenzará a utilizar el gas natural a base de gas natural licuado a finales de este año, tan pronto como esté disponible.

Boletín 54- Reino Unido busca desarrollar proyectos eólicos con potencia conjunta de 400MW

La Compañía Eléctrica Irlandesa, Ireland's Electricity Supply Board (ESB), ha llegado a un acuerdo con la compañía Coriolis Energy, compañía especialista en desarrollo de parques eólicos independientes, para desarrollar conjuntamente nueve proyectos eólicos en Inglaterra y Escocia.

"La asociación de ESB con Coriolis Energy confirma el compromiso continuo de la compañía para la generación de electricidad renovable y reducir aún más la mezcla de carbono en nuestra cartera…Esta asociación nos da la oportunidad de aumentar nuestra presencia y capacidad en eólica terrestre en el Reino Unido a través de proyectos de alta calidad." Afirmó Pat O'Doherty, presidente ejecutivo de ESB.

El acuerdo incluye nueve proyectos eólicos con una potencia conjunta de 400 MW. La mayor parte de los proyectos se encuentran en Escocia, pero se buscará oportunidades para nuevos desarrollos de parques eólicos en todo el país. La inversión total se estima en 600 millones de libras.

El director general de Energía de Coriolis David Murray, ratificó "Esta nueva asociación con ESB subraya la posición de Coriolis energía como uno de los promotores eólicos del Reino Unido principales independientes en tierra”.

Boletín 52 – En Colombia, adjudican proyectos energéticos por cerca de $2,2 billones en infraestructura eléctrica

El gobierno nacional completó la adjudicación de proyectos que reformarán la infraestructura eléctrica, incluidos dentro del “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión". El Ministerio de Minas y Energía trabaja en la estructuración de 8 proyectos más que tendrán un costo superior a los $600.000 millones para los departamentos de Risaralda, Caldas, Tolima, Cundinamarca, Boyacá, Cesar, Guajira, Santander y Valle del Cauca.

La adjudicación de un total de 10 proyectos aumentará la confiabilidad y la calidad en la prestación del servicio, en el marco del “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión”. En un proceso liderado por el Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero Energética (Upme), El 14 de abril se hizo la más reciente selección para el desarrollo de obras del plan de expansión. Se trata del proyecto La Loma, el cual tiene un valor superior a $26 mil millones y estará a cargo de la Empresa de Energía de Bogotá, empresa que deberá construir una subestación a 500 kV y una línea de cerca de 1 km para intervenir la línea ya existente Ocaña - Copey. Este proyecto permite la conexión de obras del Sistema de Transmisión Regional del Departamento del Cesar y beneficia tanto a comunidades como a industria de esta zona del país.

“La Loma, al igual que los proyectos que se vienen adjudicando desde agosto de 2014, nos dará la infraestructura necesaria para garantizar el suministro de energía eléctrica de manera confiable. Sólo este año le hemos dado viabilidad a proyectos por cerca de $1,7 billones, un rubro sin precedentes destinado a generar competitividad para el país y contribuir de forma directa en la reducción de la pobreza, si tenemos en cuenta que entre 2000 y 2010 se adjudicaron 13 proyectos por $1,1 billones”, explicó el ministro González, quien protocolizó el proceso de adjudicación en un acto en la Casa de Nariño con el acompañamiento del Presidente Juan Manuel Santos.

Adicionalmente, el Ministerio de Minas y Energía trabaja en la estructuración de 8 proyectos más que tendrán un costo superior a los $600.000 millones para los departamentos de Risaralda, Caldas, Tolima, Cundinamarca, Boyacá, Cesar, Guajira, Santander y Valle del Cauca. “Con energía pondremos a más colombianos a vivir en un mejor país: donde mejore la salud de las personas, mejoren sus ingresos, tengan la posibilidad de consumir mejores alimentos y puedan vivir en un ambiente más seguro”, afirmó el titular de la cartera minero energética desde la Casa de Nariño.

Infraestructura para las diferentes regiones

•  El 5 de febrero de 2015 la Upme adjudicó a la empresa Interconexión Eléctrica la construcción y operación de la línea de transmisión entre las subestaciones Cerromatoso y Chinú, en el departamento del Córdoba y Copey, en el Cesar.  El trazado eléctrico consta de una longitud de 332 km, de los cuales 132 entre Cerromatoso y Chinú y los restantes 200 hasta la subestación Copey.

• El 12 de febrero de 2015 se adjudicaron las obras de refuerzo a 500 kV para la zona occidental del país, que interconectan los departamentos de Antioquia, Valle del Cauca y el Eje Cafetero.

• Un nuevo proyecto compuesto de líneas de 500 kV y 230 kV fue adjudicado el 19 de febrero para la construcción del proyecto más grande y ambicioso en la historia del país mediante las nuevas subestaciones Ituango y Katíos (Medellín) y las líneas que las conectarán con las subestaciones Cerromatoso, Porce III, Sogamoso y Ancón Sur, en los departamentos de Antioquia, Córdoba y Santander. En total, la nueva central Ituango tendrá 630 km de trazado eléctrico.   

•  El 26 de marzo de 2015 se adjudicaron las obras de refuerzo de la subestación Valledupar 220 kV, cuyo alcance incluye la definición de las especificaciones técnicas necesarias para su expansión y construcción.

•  El 9 de abril fue adjudicado el proyecto de transmisión eléctrica Río Córdoba STR que consiste en el diseño, construcción, operación y mantenimiento de transformadores en la subestación Río Córdoba 220/110 kV.

Boletín 51 – BID apoyará la rehabilitación de hidroeléctricas en Honduras

Un préstamo de 23 millones de dólares a Honduras aprobó el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para rehabilitar el complejo hidroeléctrico Cañaveral-Río Lindo en Honduras. El proyecto permitirá recuperar y conservar la generación de energía eléctrica renovable durante al menos 30 años.

Las centrales hidroeléctricas Cañaveral-Río Lindo están ubicadas en la región de Cortés, 130 kilómetros al nordeste de Tegucigalpa, y desde 1964 operan las dos unidades de la central Cañaveral, de 14,5 MW cada una, mientras que en 1971 entraron en funcionamiento otras dos en la de Río Lindo, de 20 MW.

Las obras rehabilitarán la infraestructura de transmisión que conectan las centrales al Sistema Interconectado Nacional, con lo que mejorará la eficiencia operativa y comercial de la gestión de generación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

La financiación del proyecto estará a cargo del BID y La agencia de cooperación internacional de Japón (JICA), bajo el acuerdo marco para el Cofinanciamiento de Proyectos de Energía Renovable y Eficiencia Energética (CORE) establecido entre el Banco y JICA en 2012 y modificado en 2014. El costo del proyecto se estima en US$167,2 millones. JICA financiará US$135,4 millones para la repotenciación y rehabilitación de las unidades de generación. El BID financiará US$23 millones en rehabilitación de las subestaciones eléctricas y el fortalecimiento de la empresa de generación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). US$8,8 millones serán contrapartida local.

Boletín 50 – Acuerdan extender 75MW en proyectos de generación de energía en Argentina

APR Energy, el líder global en soluciones energéticas rápidas de gran escala, anuncio el acuerdo de extender 75MW en  generación de energía para Argentina. Dos de los proyectos, que representan 50MW, se han extendido hasta finales del 2016, en tanto que un tercero, que representa 25MW continuará hasta finales del 2017.

Tom Caldwell, Director General de América de APR Energy manifestó "Nuestro sólido y constante rendimiento operativo, junto con nuestras sólidas relaciones de trabajo en el país, han ocupado un rol clave en nuestra capacidad para extender nuestros contratos. La exitosa operación de nuestras plantas en la Argentina por más de seis años refleja un alto nivel de satisfacción del cliente y demuestra la viabilidad de nuestros proyectos como soluciones de largo plazo".

La compañía que ha operado en Argentina desde el 2008. Ofrece la solución de distribución en un total de 93MW de capacidad eléctrica, distribuida en cinco zonas rurales. Las plantas emplean a fuerza laboral que está compuesta casi en su totalidad por trabajadores argentinos y ofrece electricidad crítica y necesaria en forma directa sobre las grillas nacionales, ayudando a asegurar una electricidad confiable y regulación de voltaje para las comunidades locales.

Laurence Anderson, CEO de APR Energy, agregó: "Las extensiones son una parte importante de nuestro negocio, ofreciéndonos estabilidad de ingresos y apoyando un sólido flujo de efectivo operativo. La extensión y renovación de 456MW de contratos hasta el momento en 2015 es un sólido comienzo del año y refleja la larga duración de nuestros contratos, además del valor que los clientes encuentran en nuestros servicios". 

APR Energy es un líder mundial en soluciones energéticas rápidas y de gran escala. Ofrece soluciones de generación eléctrica a clientes y comunidades en todo el mundo, con un énfasis en África, América, Asia Pacífico y Oriente Medio. 

Boletín 50 – En Colombia, transferencias del sector eléctrico por parte de EPSA para protección de cuencas hidrográficas

Veintisiete municipios de los departamentos del Valle del Cauca, Cauca y Tolima, así como sus respectivas corporaciones autónomas regionales (CVC, CRC y Cortolima), recibieron por parte de EPSA, $13.040 millones en 2014, producto de las transferencias del sector eléctrico.

Esta cifra fue 7,5% superior a los recursos transferidos durante 2013, cuando la cifra ascendió $12.143 millones. Las Corporaciones Autónomas Regionales del Valle del Cauca (CVC), del Cauca (CRC) y del Tolima (Cortolima) recibieron $3.762, $2.345 millones y $412 millones, respectivamente. Los municipios a los que más recursos se les transfirieron fueron Buenaventura, Suárez, Morales y Calima – El Darién.

Las transferencias del sector eléctrico son producto del 6% de las ventas brutas de energía generada por EPSA en 2014,  deben ser transferidas un 3% a las corporaciones autónomas regionales y un 3% a las administraciones locales ubicadas en las cuencas aportantes de las plantas hidroeléctricas de EPSA: Alto Anchicayá, Bajo Anchicayá, Salvajina, Calima, Prado, Alto Tuluá, Bajo Tuluá, Nima I y II, Río Cali I y II y Amaime, las cuales están ubicadas en los departamentos del Valle del Cauca, Cauca y Tolima.

CETSA, Compañía de Electricidad de Tuluá S. A. E. S. P. a través de las centrales hidroeléctricas El Rumor y Riofrío I y II también les transfirió recursos a la CVC y a los municipios de Riofrío, Tuluá, Buga, Trujillo, El Cerrito y San Pedro, por un valor aproximado de $297 millones en 2014.

Aquí puede consultar el documento con los montos transferidos a cada municipio y corporación autónoma regional por cada central hidroeléctrica.
http://www.mundoelectrico.com/mail/Boletin50/EPSACETSA2014.pdf

Boletín 49 – Entra en operación mayor complejo de energía geotérmica de Kenya

En acto inaugural realizado el 19 de febrero, el presidente Uhuru Kenyatta y representantes del gobierno aprobaron la entrada en operación comercial del complejo geotérmico. La construcción del complejo Olkaria representa en la actualidad se acerca al 20% de la capacidad total de generación de Kenia.

Toshiba Corporation anunció que la central geotérmica Olkaria, el mayor complejo de energía geotérmica de Kenya, ha comenzado la operación comercial. Kenya Electricity Generating Company Ltd. adjudicó un contrato llave en mano para Olkaria I y IV a un consorcio formado por la coreana Hyundai Engineering Co., Ltd. y la japonesa Toyota Tsusho Corporation en 2011. Toshiba, seleccionada por Hyundai Engineering para proporcionar cuatro turbinas de 70 megavatios y generadores para la planta en 2013. Olkaria IV comenzó la operación comercial en septiembre de 2014, seguido por Olkaria I en enero de este año.

El crecimiento económico de Kenia está impulsando la demanda de energía. El gobierno ha respondido con un plan integral para el desarrollo, Visión 2030, que actualmente incluye disposiciones para aumentar la capacidad de generación de electricidad de Kenia de 1664 megavatios (2014) a 17.500 megavatios en 2030.

Toshiba acelerará las promociones de ventas en el Medio Oriente y África del Este, donde se han previsto numerosos proyectos geotérmicos, y también promoverá sistemas de generación, hidráulica, eólica y energía térmica, en esos mercados, para apoyar el logro de un mix de suministro de energía estable y contribuir al crecimiento económico.

Boletín 49 – En México, Cemex crea nueva división para el sector eléctrico Cemex Energía

Cemex, compañía global de materiales para la industria de la construcción, anuncio la creación de CEMEX Energía, una división de la empresa que buscará desarrollar un portafolio de proyectos en el sector eléctrico en México.

La nueva división de energía prevé desarrollar proyectos eléctricos sin compromisos significativos de capital y espera construir un portafolio que tendrá como objetivo suministrar aproximadamente 3% a 5% de las necesidades de electricidad de México en los próximos 5 años. "Estamos muy entusiasmados con el futuro del sector energético de México y aprovecharemos nuestra experiencia en el desarrollo de proyectos que beneficien al país", afirmó Fernando González Olivieri, Director General de CEMEX.

El primer logro alcanzado por CEMEX Energía es la firma de una alianza estratégica con Pattern Development, quien se encuentra respaldado por la firma de inversiones Riverstone. Pattern cuenta con una sólida y probada experiencia, lo que permitirá crear una cartera de proyectos de energía renovable en México, con el objetivo de crear valor significativo en el desarrollo de estos proyectos. Pattern y CEMEX compartirán los costos de desarrollo y CEMEX Energía tendrá la opción de adquirir participaciones minoritarias en los proyectos de energía desarrollados por la alianza.

La alianza estratégica tiene el objetivo de desarrollar conjuntamente 1,000MW de generación renovable en México durante los próximos cinco años. 

Boletín 49 – Costa Rica y Bolivia establecen un memorándum de apoyo en energía geotérmica

Un Memorándum de entendimiento en energía eléctrica y en específico en el campo de la energía geotérmica fue firmado por los países de Bolivia y Costa Rica el pasado 27 de febrero. El acuerdo entre la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) y el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). se prevé una inversión de 222 millones de dólares en los primeros 50 megavatios (MW) y en el ámbito de la transmisión eléctrica se construirán 170 km de líneas.

La suscripción del Memorándum fue realizada por el presidente ejecutivo de ENDE Corporación, Eduardo Paz, y el presidente del ICE, Carlos Obregón Quesada, en la que estuvo presente la Viceministra de Electricidad y Energías Alternativas, Hortensia Jiménez.

Costa Rica tiene más de 50 años de experiencia en el desarrollo geotérmico y en la actualidad produce más de 200 MW de esa energía; por lo anterior, el país busca brindar asesoría a Bolivia al retomar el proyecto Laguna Colorada que se estima entre en operación a partir de 2019.

El objetivo del acuerdo es apoyar a Bolivia con asistencia técnica, formación de recursos humanos y la identificación del potencial geotérmico en Bolivia, el Ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez afirmó “Con este Memorándum de entendimiento el ICE será un asesor técnico y nos acompañará en todo el proceso de este proyecto, obviamente para capacitar y tener el now how y podamos en otros proyectos administrar los bolivianos”.

Boletín 49 - En Colombia, EPSA puso en operación una nueva central hidroeléctrica

La central hidroeléctrica Bajo Tuluá, con una capacidad instalada de 19,9 MW, entró en operación comercial el 28 de enero y su inauguración se realizó el vienes 27 de febrero. La planta de generación de energía tuvo una inversión $153.500 millones.

Con esta central la Empresa de Energía del Pacífico EPSA completa 15 plantas, que tienen una capacidad total de generación de 979,4 MW. Óscar Iván Zuluaga Serna, gerente general de EPSA afirmó “Para EPSA es un gran orgullo entregarle hoy al Sistema Interconectado Nacional la central hidroeléctrica del Bajo Tuluá, que unida al Alto Tuluá, que entró en operación comercial 25 de mayo de 2012, conforma una cadena de dos centrales, que representan un gran desarrollo para la empresa y para esta región del país, proyectos en los que invertimos un total de $265 mil millones”.

La central a filo de agua, atiende la demanda de los municipios de San Pedro, Tuluá y Buga, a través de la subestación Tuluá. El Bajo Tuluá, junto con la del Alto Tuluá, también de 19,9 MW, forman una cadena de pequeñas centrales hidroeléctricas, que suman una capacidad instalada de 39,8 MW. La inversión total realizada por EPSA en ambos proyectos fue de $265.312 millones y en aspectos socioambientales más de $26.467 millones.

Las dos centrales hidroeléctricas fueron certificadas por las Naciones Unidas como Mecanismo de Desarrollo Limpio, MDL; es decir, que son amigables con el medio ambiente, contribuye con la mitigación del cambio climático y reducen en promedio año 81.492  toneladas de emisiones de CO2. A 21 años se evitarán 1.711.332 toneladas de CO2.

Ambas centrales hidroeléctricas realizarán transferencias anuales cercanas a los $800 millones, durante su vida útil, recursos que deben ser invertidos en  la protección de la cuenca del río Tuluá.