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Ezentis se adjudica un contrato de red eléctrica en Brasil por 28,2 millones de euros

EFE.- El Grupo Ezentis se ha adjudicado un nuevo contrato para la construcción y mantenimiento de red eléctrica en el nordeste de Brasil por 28,2 millones de euros, según indicó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). El nuevo contrato de Ezentis, que fue adjudicado por parte de Neoenergía, tiene una duración de 3 años y se llevará a cabo en el Estado brasileño de Pernambuco. Según Ezentis, este contrato le coloca como un proveedor estratégico en el sector eléctrico de Brasil.

La demanda peninsular de electricidad aumentó un 7% en febrero, según Red Eléctrica de España (REE)

Europa Press / EFE.- La demanda peninsular de energía eléctrica se ha situado en 21.305 GWh en febrero, un 7% superior a la registrada en el mismo mes del año anterior. Si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda peninsular de energía eléctrica ha crecido un 3,7% con respecto a febrero del 2017, según las estimaciones de Red Eléctrica de España (REE), el gestor técnico del sistema.

De hecho, fuentes del sector han apuntado que este repunte se debe a que febrero de 2017 fue muy caluroso en comparación con las bajas temperaturas registradas en el mismo mes de este año. Por otro lado, en los dos primeros meses del 2018, la demanda peninsular de energía eléctrica se estima en 43.946 GWh, un 2,1% más que en el mismo periodo del 2017. Una vez corregida la influencia del calendario y las temperaturas, la demanda de energía eléctrica es un 0,6% superior a la registrada en el 2017.

Con la información estimada a 28 de febrero, la generación procedente de fuentes de energía renovable ha representado el 38,8% de la producción. La producción de origen eólico ha alcanzado en febrero los 4.626 GWh, un 4,7% inferior a la del mismo mes del año pasado, y ha supuesto el 22,5% de la producción total. Asimismo, el 62,3% de la producción eléctrica de este mes procedió de tecnologías que no emiten dióxido de carbono (CO2).

Red Eléctrica de España coloca una emisión de bonos de 600 millones a 9 años y un interés del 1,25%

EFE.- Red Eléctrica de España (REE) ha colocado una emisión de bonos en el euromercado por un importe de 600 millones de euros, con vencimiento a 9 años y un cupón anual (interés) del 1,25%, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Los bonos se han colocado a un precio de emisión del 99,443% de valor nominal, lo que representa una rentabilidad de 1,316%, ha explicado Red Eléctrica Corporación, que ha realizado la emisión a través de su filial Red Eléctrica Financiaciones. La emisión de bonos ha sido colocada en su totalidad y se ha cerrado con sobredemanda. El desembolso de la emisión, que cuenta con la garantía de Red Eléctrica Corporación y Red Eléctrica de España, está previsto que se haga el próximo 13 de marzo.

Red Eléctrica de España niega haber sufrido un fallo informático que provocara el máximo anual del precio de la luz

Europa Press.- Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema eléctrico, ha negado haber sufrido un «fallo informático» que tuviera que ver con el récord alcanzado en los precios de la electricidad. Este precio, que entre las 19.00 y 20.00 horas del 23 de octubre marcó un valor de 182,54 euros por megavatio hora (MWh) para el Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), supone su nivel más elevado en lo que va de año, superando los 182,05 euros del pasado enero.

La compañía que preside José Folgado ha salido al paso de algunas informaciones sobre las causas de la subida de precios del servicio de ajuste de reserva de potencia adicional a subir registrada durante las 4 horas de punta de demanda del pasado lunes 23 de octubre. Según REE, el algoritmo de asignación de dicho servicio de ajuste funcionó «exactamente» como se especifica en el Procedimiento de Operación 3.9 Contratación y Gestión de Reserva de Potencia Adicional a Subir, publicado en el BOE con fecha 9 de agosto del 2013.

Asimismo, niega que REE demandara 5.000 MW de reserva de potencia adicional a subir como consecuencia del algoritmo. «Esto es totalmente imposible dado que, justamente la potencia requerida por el operador del sistema es una de las variables de entrada al algoritmo con la que éste asigna las ofertas presentadas por los generadores, no siendo en absoluto una consecuencia del funcionamiento del mismo», explica. REE aprovecha para destacar que los procedimientos de operación son instrumentos «extraordinariamente complejos» y de consecuencias «importantes» para la gestión del sistema, que están sometidos a un proceso de revisión y mejora continua por parte del regulador y operador del sistema.

Finalmente, pone de manifiesto que los resultados producidos por el algoritmo en los últimos años han arrojado una reducción del coste de este servicio de ajuste para los consumidores del 76%, pasando de los 0,44 euros/MWh en 2013 a los 0,10 euros/MWh en 2017, lo que en términos absolutos ha supuesto pasar de 111 a 27 millones de euros en el citado periodo, lo que conlleva este año un ahorro estimado de 84 millones de euros para el sistema y, por tanto, para los consumidores.

El Ministerio de Energía señaló que el pico registrado en el precio de la electricidad se debió a un factor «puntual» en la subasta de los servicios de ajuste y señaló que permanecerá atento por si esta tendencia fuera más permanente. En cualquier caso, Energía precisó que el coste para el bolsillo del consumidor del pico registrado en el precio apenas representa un 0,003% del conjunto de la factura anual.

La Junta de Andalucía propone impulsar el eje de transporte eléctrico Caparacena-Baza-La Ribina para cubrir “el mayor hueco del país”

EFE.- La Junta de Andalucía ha reivindicado al Ministerio de Energía la necesidad de impulsar el eje de transporte eléctrico Caparacena-Baza-La Ribina, una conexión entre Almería y Granada que cubriría el «mayor hueco» de la península y evitaría que el 60% de municipios pierdan proyectos empresariales.

El consejero andaluz de Empleo, Empresa y Comercio, Javier Carnero, ha presentado el trabajo elaborado para justificar, como solicitó el Ministerio de Energía, la necesidad de incluir en el Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica esta red de las provincias de Granada y Almería. El proyecto supera la década de tramitación y reivindicaciones y, aunque el Gobierno central lo excluyó en 2015, el ministro Álvaro Nadal se comprometió este año con la Junta a incluirlo, tras lo que pidió el informe ya remitido al Ministerio.

El eje para conectar el transporte de energía entre Caparacena y Baza (Granada) y La Ribina (Almería) tendría un coste de unos 139 millones de euros y, según el director de planificación de la Agencia Andaluza de Energía, Jorge Jiménez, cubriría un «hueco enorme, el mayor de la península» en transporte eléctrico. Entre los datos del informe remitido al Gobierno, elaborado con la colaboración de las Diputaciones de Granada y Almería, Carnero ha resaltado que el 62% de los municipios del área hayan perdido proyectos empresariales por la carencia eléctrica.

Ha destacado además que el déficit «es claro y evidente» y se refleja en «una mancha en el sudeste que no es concebible». También ha recalcado que sin energía los municipios afectados no pueden afrontar su desarrollo, del que depende la economía y el empleo. «El 90% de los municipios creen que no tienen condiciones para su desarrollo y el 94% que el eje lo permitirá», desgranó el consejero, que apuntó que la falta de suministro condiciona el desarrollo turístico de zonas como la Costa y la Alpujarra. «Que en 2017 se caiga un proyecto por falta de energía no es de recibo», resumió Carnero.

Una vez que la Junta ha remitido al Gobierno el informe justificativo, el proyecto debe aprobarse en el Consejo de Ministros para sumar los 8 meses de licitación y otros 10 meses de construcción de la red para unir las subestaciones actuales en Granada y Almería. Carnero ha recalcado que a Red Eléctrica «también le interesa» que el proyecto salga y ha destacado la necesidad de aprobarlo antes del próximo diciembre para evitar que caduquen en 2019 los informes de impacto ambiental de empresas como Capital Energy, dispuesta a invertir en la comarca de Baza 400 millones en energía eólica.

La central nuclear de Cofrentes inicia su 21ª recarga de combustible

EFE.- La central nuclear de Cofrentes inicia su 21ª recarga de combustible tras más de 22 meses conectada ininterrumpidamente a la red eléctrica nacional, una parada programada que tendrá una duración aproximada de 35 días y una inversión de 21 millones de euros. Según indicó Iberdrola, además de sustituir 252 elementos de combustible de los 624 que componen la totalidad del núcleo, se van a efectuar 40 modificaciones de diseño encaminadas a modernizar tecnológicamente la instalación, mediante la incorporación de nuevos componentes en equipos esenciales, así como en la digitalización.

La central ha contratado a 1.100 personas adicionales a la plantilla habitual, pertenecientes a más de un centenar de empresas especializadas, la mayoría del entorno de la planta, para poder llevar a cabo los más de 11.000 trabajos planificados a lo largo de los dos años del ciclo que ahora finaliza. Estas actuaciones corresponden a mantenimiento preventivo e inspecciones en los principales equipos y sistemas de la planta. El programa de actividades tiene como objetivo que, al finalizar la recarga, la central continúe operando durante un nuevo ciclo de 2 años, con los más altos estándares de seguridad y fiabilidad.

Fitch confirma el rating de la deuda de Red Eléctrica a largo plazo en calificación notable A con perspectiva estable

Servimedia / EFE.- La agencia de medición de riesgos Fitch confirmó la calificación crediticia de la deuda a largo plazo de Red Eléctrica de España (REE) en A (notable) con perspectiva estable. La operadora del sistema eléctrico indicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) que Fitch también mantiene en F1 el nivel de rating a corto plazo con perspectiva estable.

Este F1 es el mejor grado de calidad e indica la fuerte capacidad del deudor para cumplir con sus compromisos financieros. En 2016 Fitch elevó la calificación crediticia de Red Eléctrica de A- (notable bajo) a A (notable), con perspectiva estable, por la mejora de la visibilidad de los ingresos y la inversión hasta 2020 una vez completadas las reformas regulatorias y aprobado el plan nacional de transporte de electricidad.

Teherán y Damasco firman varios acuerdos para reparar la red eléctrica de Siria

EFE.– Irán y Siria han firmado una serie de acuerdos para reparar la red eléctrica del país árabe, muy afectada por los 6 años de guerra, y para construir una planta eléctrica. Los ministros iraní de Energía, Sattar Mahmudi, y sirio, Mohamed Zuhair Jarbutli, rubricaron en Teherán unos acuerdos con los que Irán asume un beneficioso papel centrado en la reconstrucción de Siria.

Los acuerdos, por valor de cientos de millones de euros, incluyen proyectos en las ciudades de Damasco y Alepo, y en las provincias de Latakia y Deir al Zur. Uno de los contratos estipula la construcción de una planta eléctrica en la provincia costera de Latakia con una capacidad de 540 megavatios. Además, compañías iraníes rehabilitarán el principal centro de control de la red eléctrica de Siria en Damasco y una planta eléctrica de 90 megavatios en Deir al Zur, donde el Ejército ha efectuado importantes avances frente a los terroristas del grupo Estado Islámico.

Empresas iraníes ya trabajan en una serie de proyectos de generación de electricidad en Siria por valor de 660 millones de dólares. El Ministerio de Energía subrayó que «el mensaje de Irán es restaurar la luz en las casas del pueblo sirio, mientras que los terroristas no han tenido otro mensaje que la oscuridad». Irán es uno de los principales aliados del régimen de Bachar al Asad, a cuyo Ejército ha apoyado durante la guerra con asesores militares y milicianos.

Los patrones de consumo de electricidad en Europa cambiarán debido al cambio climático con una demanda creciente en el verano

Europa Press.- El aumento de las temperaturas debido a las emisiones de gases de efecto invernadero cambiará fundamentalmente los patrones de consumo de electricidad en Europa. Un equipo de científicos de Alemania y Estados Unidos ha analizado qué significa el calentamiento futuro sin freno de la demanda europea de electricidad: es probable que las cargas máximas diarias en el sur de Europa aumenten y que el consumo se concentre en esta región.

Además, la mayoría de los países verá un cambio en la demanda pico anual impulsada por la temperatura desde el invierno al verano a finales de este siglo, lo que añadiría una tensión adicional en las redes eléctricas europeas, sugiere el estudio publicado en PNAS. «El uso total de electricidad parece ser menor con una temperatura máxima de aproximadamente 22 grados centígrados y aumenta cuando esta temperatura máxima diaria sube o baja», explica la autora principal, Leonie Wenz, del Instituto Potsdam para la Investigación del Impacto Climático (PIK), en Alemania.

«Utilizamos esta característica común como base para estimar el futuro consumo de electricidad bajo el cambio climático, que está más allá del rango actual de temperatura, de manera que los países europeos que ya están experimentando temperaturas muy altas sirven de ejemplo para el futuro de los países más fríos. Resulta que la demanda de electricidad en Europa pasará de Suecia o Noruega a Portugal o España, mientras que la carga máxima anual pasará de invierno a verano en la mayoría de los países», subraya.

«Cuantificar la conexión entre el calor y el comportamiento humano está en la frontera de la investigación sobre el cambio climático. Hay ahora amplia evidencia de que cuando hace calor afuera, la calidad del aire sufre, la gente está más estresada, agresiva, y es menos productiva», advierte el coautor Max Auffhammer, de la Universidad de California en Berkeley, Estados Unidos.

El principal mecanismo de adaptación disponible para los seres humanos para combatir las altas temperaturas es en un ambiente de interior refrigerado, que en la mayoría de los entornos requiere el consumo de cantidades significativas de electricidad. «Esta mayor demanda de aire acondicionado pondrá presión sobre las redes eléctricas cuando hace calor afuera y la infraestructura de generación y transmisión ya están tensas», añade Auffhammer.

Este análisis empleó datos horarios de electricidad observados en 35 países europeos para estimar cómo el cambio climático afecta a la intensidad de los eventos de carga máxima y el consumo general de electricidad. Aunque el trabajo anterior sobre la relación entre la temperatura y el consumo de electricidad se centró principalmente en Estados Unidos o en Europa y los impactos globales del consumo, trabajos recientes sugieren que los efectos de los cambios en la carga máxima pueden ser mucho más grandes y costosos. La red eléctrica ya está estresada.

«Hace unas décadas, ningún coche común en Europa tenía aire acondicionado, hoy en día casi todos los automóviles lo tienen. Probablemente, se producirá el mismo desarrollo con edificios en Europa, pero no por razones de comodidad, sino por necesidad. Las personas necesitan refrescar sus ambientes para mantener su vida y su productividad económica», concluye el coautor Anders Levermann, de PIK y la Universidad de Columbia en Nueva York, Estados Unidos.

Red Eléctrica confirma la creación de un sistema eléctrico balear con el funcionamiento del cable que conecta Mallorca e Ibiza

EFE.- Red Eléctrica de España (REE) confía en que la orden del Ministerio de Energía que permitirá enlazar los sistemas eléctricos de Mallorca e Ibiza esté publicada antes de final de año. La compañía matiza que el cable eléctrico Mallorca-Ibiza está en servicio desde abril de 2016. Ahora se prevé crear un sistema único balear. Este enlace permitirá hacer una programación diaria sólo para las islas, que supondrá, entre otros beneficios, «una mayor seguridad y calidad de suministro«, destaca la compañía.