La Confederación Española de Organizaciones Empresariales del Metal (Confemetal) ha exigido un suministro eléctrico que «favorezca la competitividad» de la industria y que no haga «inútiles» los esfuerzos que las empresas vienen realizando para racionalizar el consumo, asegurar el suministro, incorporar fuentes energéticas más limpias y seguras y reducir el impacto de su coste en el precio final del producto.

En su informe de coyuntura económica y laboral, la patronal del metal señala que el precio y la fiabilidad del suministro energético son «factores decisivos» de competitividad, muy especialmente para las empresas exportadoras, que desde hace décadas vienen mejorando su eficiencia energética.

Sin embargo, Confemetal considera que ese esfuerzo no ofrece los resultados esperados porque no va acompañado de una regulación administrativa y fiscal «acorde con la importancia» de la energía para la industria.

Así, advierte que la industria «sufre un continuo aumento» de los costes regulados de la energía que ya suponen, dependiendo del segmento de actividad, entre el 30% y el 60% de la factura eléctrica, «lo que está provocando una fatal pérdida de posiciones en los índices de competitividad internacionales y, en última instancia, deslocalizaciones, desinterés de los inversores y pérdida de tejido industrial.

ACUERDO INSTITUCIONAL

De esta manera, Confemetal subraya que el suministro industrial exige una acuerdo institucional que aporte estabilidad, predecibilidad al mercado eléctrico y precios que permitan competir, atraer inversiones y crear empleo, «efectos que no han producido ninguna de las reformas introducidas hasta ahora en el sistema».

Además, señala que la apuesta por energías renovables debe centrarse en tecnologías maduras y en la investigación y el desarrollo de las que, en el futuro, «puedan convertirse en pilares de una industria nacional de energías renovables, seleccionando aquellas en la que realmente existan ventajas competitivas.

Igualmente, pide revisar las primas al régimen especial en función de esa evolución tecnológica, así como mejorar el funcionamiento de los mercados energéticos y de las propias instalaciones, además de definir un ‘mix’ de generación equilibrado que no excluya ninguna tecnología, incluida la nuclear, y que «huya de maximalismos con tecnologías concretas.

Fuente: Agencias.

Enel Green Power cerró el año 2013 con unos ingresos de 2.800 millones de euros, lo que representa un incremento preliminar del 12% con respecto al ejercicio anterior, informó la filial ‘verde’ de Enel a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

La compañía destacó que este aumento en la facturación se debió fundamentalmente a unos mayores ingresos por venta de energía, incluyendo los incentivos correspondientes, resultantes de un aumento en la producción de energía en Italia y resto de Europa y Norteamérica.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó en 1.800 millones de euros a cierre de 2013, lo que supone un aumento del 12,5% con respecto al año anterior.

La deuda neta financiera de Enel Green Power se incrementó en aproximadamente 800 millones de euros, alcanzando los 5.400 millones de euros a 31 de diciembre de 2013.

El consejero delegado y director general de Enel, Fulvio Conti, destacó que los resultados son «excelentes» y que «la diversificación geográfica y el desarrollo de todas las tecnologías comercialmente a disposición hoy en día hacen única y rentable la empresa del grupo Enel de energías renovables».

En lo que respecta a las principales magnitudes operativas de la compañía, la potencia neta instalada del grupo a cierre del año pasado ascendía a un total de 8,9 gigavatios (GW), de los cuales 2,6 GW (un 29%) correspondían a energía hidroeléctrica, 5,1 GW (un 57%) a energía eólica, 0,8 GW (un 9%) a energía geotérmica, 0,3 GW (4%) a energía solar y 0,1 GW (un 1%) correspondían a otras fuentes de energía renovable (biomasa y cogeneración).

Con respecto al cierre del ejercicio anterior, la potencia neta instalada se incrementó en 0,9 GW (un 11,3%), fundamentalmente en el segmento eólico.

La energía eléctrica neta generada por Enel Green Power en 2013 ascendió a 29,5 teravatios/hora (TWh), de los cuales 10,9 TWh (un 37%) procedieron de energía hidroeléctrica, 12,2 TWh (un 41%) procedieron de energía eólica, 5,6 TWh (un 19%) procedieron de energía geotérmica, 0,3 TWh (un 1%) procedieron de energía solar y 0,5 TWh (un 2%) procedieron de otras fuentes de energía renovable (biomasa y cogeneración).

Fuente: Enel.

Alstom ha anunciado la firma de varios contratos por valor de 1.250 millones de euros con las empresas Polimex, Rafako y Mostostal Warsawa (controlada por el Grupo Acciona), para suministrar dos equipos de generación, de 900 megavatios cada uno, para la central de carbón de Opole, en el sudoeste del país.

La planta de Opole se convertirá, cuando esté completamente operativa, en la mayor central de carbón del país, con capacidad para suministrar electricidad a dos millones de hogares.

Alstom se encargará de suministrar su tecnología exclusiva para centrales eléctricas supercríticas de carbón, incluyendo las calderas, los turboalternadores a vapor, equipos para la sala de turbinas, generadores y sistemas de control de la calidad del aire, así como dispositivos auxiliares. Alstom se responsabilizará igualmente del diseño, la ingeniería y la dirección del proyecto, así como de la construcción y puesta en marcha de los equipos, en colaboración con el consorcio encargado de la construcción de la planta.

Tecnología supercrítica de Alstom

Gracias a la utilización de la tecnología supercrítica de Alstom, se podrá obtener un mayor rendimiento de la planta, reduciendo la cantidad de carbón necesario para producir la misma cantidad de electricidad. Se reduce, también, de manera significada, el impacto sobre el medio ambiente y las emisiones, algo fundamental en países como Polonia donde el 90% de la producción de electricidad se basa en el uso del carbón.

Modelo en 3D de los equipos Alstom STF100 USC

Las centrales eléctricas supercríticas operan a una temperatura mayor que las centrales eléctricas de carbón tradicionales. Las altas temperaturas mejoran su eficiencia, aumentando la energía suministrada y reduciendo las emisiones -especialmente las de CO2- por unidad de combustible utilizado.

Alstom es líder mundial en suministro de equipos para centrales de vapor con tecnología supercrítica y ultrasupercrítica. El Grupo ha construido o está actualmente desarrollando proyectos con esta tecnología en todo el mundo con una capacidad total de más de 40 GW.

Fuente: Alstom.

Endesa ha puesto en marcha las tres primeras plantas de almacenamiento de energía eléctrica que se integran en la red eléctrica en España en sus instalaciones de generación de las Islas Canarias. El proyecto STORE es la iniciativa europea más importante sobre almacenamiento energético en entornos insulares, y su principal objetivo es demostrar la viabilidad técnica y económica de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala.

Hasta la fecha, almacenar energía eléctrica ha sido extremadamente complejo, y el proceso se ha solucionado generándola en sistemas autónomos, no conectados a la red. Estas tecnologías presentan inconvenientes que limitan su utilización, como el coste o su durabilidad; sin embargo, pueden cumplir un papel primordial en el futuro sistema eléctrico.

Emplazamiento en La Aldea de San Nicolás (Gran Canaria)

Con el proyecto STORE, Endesa quiere demostrar la integración de tres tecnologías de almacenamiento energético en un entorno real, de forma eficiente, en ámbitos eléctricos aislados, donde su impacto es de mayor relevancia, como es el caso de los sistemas insulares.

El proyecto fomenta además la integración plena de las energías renovables, ya que el almacenamiento de energía eléctrica permite ampliar la capacidad operativa de estas energías durante las 24 horas del día, independientemente de las necesidades puntuales del sistema.

El consorcio, liderado por Endesa, cuenta con la participación de Televent, Isotrol e Ingeteam (como socios industriales), y varios centros de investigación. El proyecto, de 11 millones de euros, ha contado con el apoyo del Centro para el Desarrollo Tecnológico e Industrial (CDTI), dependiente del Ministerio de Economía y Competitividad, y del Fondo Tecnológico (una partida especial de fondos FEDER de la Unión Europea dedicada a la promoción de la I+D+i empresarial en España).

Endesa participa en diferentes áreas de investigación y desarrollo, aunque su labor se centra fundamentalmente en la demostración de las tres tecnologías de almacenamiento de energía: baterías de Ión Lítio, ultracondensadores y volantes de inercia.

Cada instalación que se ha desplegado en el archipiélago canario desarrolla, precisamente, una de estas tres tecnologías:

1. La planta instalada en Gran Canaria, en el municipio de La Aldea de San Nicolás, es de almacenamiento electroquímico mediante baterías IonLi, de 1MW/3 MWh, y busca probar las capacidades reales para aportar servicios complementarios como una unidad de generación convencional, permitiendo gestionar la demanda, aportar inercia y potencia activa al sistema, regular tensión, y participar en la regulación secundaria.

2. Los equipos de almacenamiento que se han instalado en el municipio de Alajeró, en La Gomera mediante un sistema de volante de inercia de 0.5MW/18MW, aportan inercia y potencia activa para la regulación primaria, además de conseguir una estabilización continua de la frecuencia de la isla.

3. En Breña Alta, en La Palma, la instalación de la tecnología de ultracondensadores de 4MW/20MW aporta estabilidad a la frecuencia del sistema, y valida su capacidad para evitar pérdidas del suministro ante averías imprevistas, dotando al sistema de mayor robustez y calidad de suministro.

La planta de La Gomera y de La Palma utilizan tecnologías para almacenamiento de energía con tiempos de respuesta muy rápida. Por tanto, son adecuadas para evitar eventos imprevistos, que en los sistemas eléctricos de pequeño tamaño son capaces de provocar pérdidas parciales del suministro eléctrico o provocar incluso un corte general del suministro.

La planta de Gran Canaria, por su parte, cuenta con una mayor capacidad de almacenamiento y puede funcionar como un grupo de generación gestionable, cuya carga y descarga se podrá programar diariamente.

La elección de las Islas Canarias para desarrollar este proyecto ha sido clave, puesto que se intenta dar respuesta a los problemas que presentan los sistemas en las islas, en las que la estabilidad de la red se ve más afectada por tecnologías de generación no gestionables, como es el caso de las renovables.

Con el proyecto STORE, se dispondrá de un mayor cconocimiento sobre la integración en un entorno real de las tecnologías en estudio, bajo las condiciones inherentes a los sistemas eléctricos aislados, así como obtener una base analítica de gran interés para el futuro desarrollo y aplicación industrial de este tipo de tecnologías de almacenamiento.

Gracias al proyecto STORE, se ha podido demostrar que la aplicación de estas tecnologías permitirá aportar servicios complementarios de generación, mejorando la calidad, eficiencia y seguridad, y facilitará la incorporación de nuevas fuentes de generación no gestionable, así como la generación distribuida.

Fuente: Endesa.

Gas Natural Fenosa invertirá 324 millones de euros en 2014 para ampliar y mantener su red de gas en España a través de sus ocho compañías distribuidoras que operan en 10 comunidades autónomas y actualmente dan servicio a 5,17 millones de puntos de suministro.

El director de gestión de la red, Andrés Membrillo, estima que la compañía llegará este año a 80 nuevos municipios, para alcanzar 170.057 nuevos puntos de suministro y más de 1.000 kilómetros de nueva red, hasta un total de 5.241.603 puntos de suministro.

La inversión de 2013 en España ha sido de 279 millones de euros, de los que 67 corresponden a Cataluña, en un año en que han crecido ligeramente tanto el consumo doméstico/comercial como el industrial (hasta un total conjunto de 180.798 GWh, frente a 176.824 en 2012), y con la previsión de que este 2014 crezca más el consumo industrial que el doméstico/comercial, que se prevé estable con un pequeño avance, hasta un total conjunto de 186.804 GWh.

Estas inversiones tienen en cuenta la previsión de reforma de la distribución gasista según lo que ha explicado a la prensa el secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, en línea con el mantenimiento o mejora del esquema de distribución actual, ha señalado Membrillo, que ha puntualizado que no cuentan con un documento oficial de los cambios que puede haber.

El director de promoción del gas, Alfredo Ingelmo, defiende las ventajas de esta fuente de energía tanto por su respeto medioambiental como por el precio, ya que una industria mediana (2.000 MWh/año) puede ahorrar un 48% respecto a si utiliza gasoil, y un hogar, con un consumo medio de 15 MWh/año, puede reducir en 625 euros anuales su factura energética.

Membrillo añade que el gas natural puede ganar todavía más competitividad si se liberaliza completamente el precio del butano: «Esperamos que el precio esté liberalizado a finales de año y se equipare a otros países del entorno, como Francia o Portugal, alrededor de 25 euros la bombona».

Fuente: Agencias.

Cepsa y la compañía japonesa Cosmo Oil Co. han firmado un protocolo de acuerdo para establecer una cooperación estratégica en materia de petróleo y de gas tanto en los Emiratos Árabes Unidos como en el resto del mundo.

Ambas compañías pertenecen al grupo International Investment Petroleum Company (IPIC), que ostenta el 100% de Cepsa y el 21% de las acciones de Cosmo. El acuerdo fue suscrito en la sede de IPIC en Abu Dhabi.

Pedro Miró Roig, CEO de CEPSA y Keizo Morikawa, Presidente de COSMO

De esta forma, Cepsa y Cosmo trabajarán juntos para identificar y desarrollar conjuntamente oportunidades ventajosas para asegurarse nuevas concesiones, promocionando sus negocios de exploración y producción, y buscando sinergias entre sus unidades de refino, marketing, petroquímica, electricidad y renovables.

El consejero delegado de Cepsa, Pedro Miró, explicó que Cosmo es uno de los operadores más antiguos y fuertes en exploración y producción ‘offshore’ en Oriente Medio, con una reconocida trayectoria de 46 años en Abu Dhabi.

NUEVAS CONCESIONES DE PETRÓLEO Y GAS

«Las fortalezas de Cepsa están en sus operaciones de exploración y producción ‘onshore’ en el Norte de África y Sudamérica. Esta iniciativa proporcionará unos fuertes fundamentos desde los que ambas empresas puedan explotar nuevas concesiones de petróleo y gas», añadió Miró.

Por su parte, el consejero delegado de IPIC, Khadem Al Qubaisi, destacó que el holding busca oportunidades para maximizar sinergias y compartir la experiencia dentro de su cartera. «Este acuerdo une la experiencia de dos de nuestras compañías que operan en distintas regiones geográficas. Confiamos en que esta cooperación beneficiará a ambas partes», manifestó.

Finalmente, el presidente de Cosmo, Keizo Morikawa, expresó su deseo de trabajar «más estrechamente» con Cepsa. «Es importante destacar que vemos esto como la ocasión para poder capitalizar las fortalezas geográficas y las competencias técnicas de cada empresa», concluyó.

Fuente: Agencias y Cepsa.com (nota oficial).

Cepsa ha completado la compra de Coastal Energy al precio anunciado a mediados de noviembre, de 19 dólares canadienses por acción, con lo que el valor de la adquirida asciende a 2.300 millones de dólares canadienses (1.631 millones de euros).

En una nota, Coastal señala que el comprador ha sido Condor Acquisition, una sociedad con sede en las islas Caimán y controlada por Cepsa, en la que la sociedad Strategic Resources Global (SRG) ejerce de inversora.

La compra de las acciones se hizo efectiva el pasado viernes y su retirada de la Bolsa de Toronto se produce entre dos y cuatro días laborables después de este hito. Citigroup y Credit Suisse han participado como asesores financieros de Coastal, mientras que Goldman Sachs ha hecho lo propio con Cepsa.

En la operación también ha participado Stikeman Elliott, Cleary Gottlieb Steen & Hamilton y Walkers como asesores legales de Coastal. Mientras, Vesa ha contado con el asesoramiento de Freshfields Bruckhaus Deringer, Blake, Cassels & Graydon, Baker & McKenzie y Conyers Dill & Pearman.

El importe de la operación incluye la asunción de 51 millones de dólares canadienses (36 millones de euros) en deuda neta de Coastal, e implica una prima del 28% respecto al precio de los títulos de la adquirida el día anterior al anunció de la compra.

Coastal Energy, con sede en Houston, realiza actividades de exploración de gas natural y petróleo, con activos en Tailandia y Malasia. Actualmente, tiene en su cartera una serie de proyectos en desarrollo y varios en exploración.

Posee y opera el 100% de los bloques petrolíferos G5/43 y G5/50 en el Golfo de Tailandia, así como diversos intereses gasistas ‘onshore’ al Noreste de Tailandia, incluyendo una participación del 13,7% en el yacimiento de gas de Sinphuhorm.

Fuente: Cepsa y agencias.

Un trabajador en una de las factorías de Alstom en España.

Alstom España fabricará en su centro industrial de Buñuel (Navarra) 29 aerogeneradores ECO 74 para un parque eólico ubicado al Oeste de Japón. El Grupo acaba de firmar un contrato con Green Power Investment Corporation para suministrar e instalar un parque eólico cerca de la ciudad de Hamada, en la costa occidental de Japón. El proyecto, que estará plenamente operativo en 2016, contará con 29 turbinas Eco 74, con una potencia unitaria de 1.67MW y 70 metros de altura. Con una capacidad total instalada de 48 MW, el parque eólico de Hamada generará anualmente 85 millones de kWH, energía suficiente para abastecer 23.600 hogares.

Éste es el tercer contrato eólico adjudicado a Alstom en el país nipón, que suman un total de 100 MW. Actualmente, las instalaciones de Buñuel están ensamblando otros 2 proyectos, basados en la misma plataforma tecnológica, para sendas instalaciones en Japón: Higashi Izu II (11 aerogeneradores Eco 74) y Kawazu (10 aerogeneradores Eco 74). Todas las turbinas han sido especialmente diseñadas por el centro global de I+D ubicado en Barcelona para resistir terremotos y tifones, de acuerdo con la normativa japonesa.

Con limitados recursos energéticos propios y una población que supera los 137 millones de habitantes, las necesidades energéticas de Japón dependen en un 80 % de fuentes de energía no autóctonas. Desde el terremoto de 2011, y con el objetivo de diversificar sus recursos, el Gobierno nipón ha intensificado su apuesta por las energías renovables (solar, eólica y biomasa). En lo referente a energía eólica, el Gobierno confía en alcanzar una capacidad instalada de 11 GW en 2020 y superar los 50 GW en 2050.

Sobre Alstom

Alstom es un grupo industrial y tecnológico de infraestructuras para la generación y transmisión de energía eléctrica y transporte ferroviario; y un referente en tecnologías innovadoras y respetuosas con el medio ambiente. Alstom construye los trenes más rápidos del mundo y el metro automático de mayor capacidad. Suministra, también, soluciones integradas llave en mano para centrales eléctricas, además de servicios asociados para una gran variedad de fuentes de energía incluyendo hidráulica, nuclear, gas, carbón y eólica. Cuenta, también, con una amplia gama de soluciones para la transmisión de energía eléctrica, con un enfoque especial en redes inteligentes. El grupo emplea a 93.000 personas en 100 países y alcanzó unas ventas por valor de más de 20.000 millones de euros en 2012/13.

En España, Alstom emplea a cerca de 4.000 personas en más de 30 centros de trabajo. La compañía tiene cinco fábricas en España dedicados tanto al mercado nacional como a la exportación. Además cuenta con el centro de I+D de referencia mundial en energía eólica y 7 centros de desarrollo tecnológico para el resto de su cartera de productos y servicios.

Fuente: Alstom.

Nuevo contrato para el desarrollo de la energía termosolar. Abengoa ha sido seleccionada por el Ministerio de Energía del Gobierno de Chile y Corfo, Corporación de Fomento de la Producción, para desarrollar una planta solar de tecnología de torre de 110 MW con 17 horas y media de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas. El proyecto estará ubicado en el desierto de Atacama, la zona con mayor concentración de radiación solar en todo el mundo. Esta será la primera planta termosolar para producción directa de electricidad de Sudamérica.

El proyecto de Abengoa ha resultado ganador en el concurso internacional organizado por el Ministerio de Energía de Chile y Corfo para apoyar la construcción de la primera planta de Concentración Solar de Potencia de América Latina. Dentro de este concurso el proyecto recibirá subvenciones directas del Gobierno de Chile y de la Unión Europea, así como financiación del Banco Interamericano de Desarrollo, KFW Kreditanstalt für Wiederaufbau, Clean Technology Fund y Canadian Fund.

Una planta termosolar de Abengoa en la provincia de Sevilla.

La tecnología termosolar de torre contempla un conjunto de espejos (heliostatos) que siguen al sol en dos ejes, concentrando la radiación solar en un receptor situado en la parte superior de la torre. Es en el receptor donde se transfiere el calor a las sales fundidas. En un intercambiador de calor, las sales transfieren su calor a una corriente de agua para generar vapor sobrecalentado y recalentado, que alimenta una turbina capaz de producir en torno a 110 MW.
Asimismo, la planta solar dispondrá de un sistema pionero de almacenamiento térmico diseñado y desarrollado por Abengoa, que cuenta con 17 horas y media de almacenamiento, lo que otorga a esta tecnología un alto grado de gestionabilidad, pudiendo suministrar electricidad de forma estable 24 horas al día y permitiendo responder a todos los periodos de demanda de consumo energético.

El nuevo proyecto de Abengoa se ubicará en la comuna María Elena, en la región de Antofagasta, situada al norte del país. Este proyecto se integra dentro del programa nacional chileno para el desarrollo de energías renovables que tiene como objetivo proporcionar un futuro de energía más limpia a Chile, impulsando a su vez el desarrollo económico y reduciendo así su dependencia del carbón y del gas natural. Chile tiene como objetivo alcanzar en 2025 un 20 % de la producción eléctrica a través de energías limpias.

El proyecto de Abengoa en Chile evitará la emisión a la atmósfera de aproximadamente 643.000 tCO₂ al año. Asimismo, la construcción, operación y mantenimiento de esta planta servirá como catalizador del desarrollo socioeconómico regional, con la creación de un alto número de empleo directo e indirecto para la construcción, desarrollo, puesta en marcha y operación y una red de servicios que fomentará el crecimiento económico en el país. El comienzo de la construcción del proyecto está previsto para la segunda mitad de 2014.

Abengoa está presente desde 1987 en Chile, país en el que ha desarrollado numerosos proyectos. Con esta nueva planta, consolida su apuesta por la energía termosolar y demuestra el gran potencial de esta tecnología en el país. Actualmente, Abengoa cuenta con una capacidad instalada de 1.223 MW en operación comercial, 430 MW en construcción y 320 MW en preconstrucción, incluyendo tecnología termosolar y fotovoltaica. Abengoa es la única compañía en todo el mundo que construye y opera plantas termosolares tanto de tecnología de torre como cilindroparabólica.

Cabe recordar que Abengoa ha puesto en marcha en el municipio extremeño de Logrosán la que hasta el momento es la mayor planta termosolar de Europa.

Fuente: Abengoa.

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La chatarra de cobre, una vez recuperada y procesada por la industria, dejará de considerarse un residuo para convertirse en materia prima de acerías y refinerías, como ya ocurre con la chatarra de hierro, acero y aluminio desde 2011.

Para que la chatarra sea considerada un producto debe cumplir una serie de requisitos de pureza y calidad que permita su uso como materia prima para la producción de cobre, según la nueva normativa recogida en el Reglamento Na 715/2013 que ha entrado en vigor este mes de enero.

A partir de ahora se implantará un sistema de gestión que controle el cumplimiento de estos criterios y que se aplicará únicamente a aquellos materiales procesados por un gestor de residuos, pero no a las chatarras generadas en talleres y fábricas no autorizados.

Según la Federación Española de la Recuperación y el Reciclaje (FER), una de las encargadas de definir las pautas de calidad y tratamiento, esto supone un «impulso» importante para el reciclado al reducirse las cargas administrativas del comercio de los materiales reciclados, igualar las materias primas recicladas a las vírgenes y ahorrar costes económicos, de tiempo y de personal.

Fuente: Agencias.