La compañía Air Liquide, presente en el Campo de Gibraltar con una instalación en San Roque, ha acordado actualizar su plan estratégico (ALMA 2015).

Durante el periodo 2011-2015 el grupo prevé un crecimiento anual medio de su cifra de negocios del +5% al +7%, tras ajuste del efecto cambio, es decir de un +1% a +2% por encima del crecimiento anual medio anticipado del mercado de gases industriales. Durante este mismo periodo, Air Liquide se ha comprometido a generar eficiencias acumuladas sustanciales con un objetivo incrementado a principios de año en +30%, es decir1,3mil millones de euros, y a seguir con sus programas de adaptación para reforzar su competitividad. Esta sólida gestión se acompaña de un programa de inversionesde12 mil millones de euros entre 2011 y 2015, que ya está muy avanzado, diseñado para preparar el crecimiento a medio plazo.

 Mirando hacia el 2020, Air Liquide continuará apoyándose en la solidez de su negocio y de su estructura financiera, así como en iniciativas de desarrollo para conseguir alcanzar un crecimiento de su cifra de negocios del +6% al +9% de media al año, excluyendo los efectos de cambio, superior a las expectativas de crecimiento del mercado de gases industriales más allá del 2015, y un rendimiento del capital invertido (ROCE) del 11% al 13%. El Grupo pretende apoyarse en su posición de líder en los grandes polos industriales del mundo, sus tecnologías patentadas, y sus soluciones y servicios competitivos para dar respuesta a los principales retos de la sociedad del mañana. Ya estén ligados a la energía y el medio ambiente, a la aceleración de la revolución digital y de los productos relacionados con la electrónica, o a la evolución de los cuidados de salud del hospital al domicilio, estos retos se acompañarán de un proceso de innovación reforzado que el grupo ya ha iniciado.

«Nuestra ambición es ser el líder en nuestra industria, proporcionando rentabilidad en el largo plazo y actuando de manera responsable con el conjunto de nuestros grupos de interés. Nuestra estrategia es la de un crecimiento rentable en el largo plazo. Se apoya sobre una competitividad operacional reforzada, inversiones centradas en los mercados en crecimiento, y una innovación permanente para abrir nuevos mercados y crear nuevas oportunidades», según Benoît Potier, presidente director general del grupo Air Liquide.

El potencial de desarrollo del Grupo se fundamenta sobre la puesta en marcha de esta estrategia por unos equipos comprometidos. Está impulsada por tres tendencias principales que son la globalización de la industria y las limitaciones de recursos, la evolución de los patrones de consumo y de la demografía, y el creciente apetito por la innovación. Estas crean una nueva dinámica de mercado que se añade al enfoque geográfico más tradicional que prevalecía hasta hoy, y que favorecía a las economías en desarrollo, según la firma.

«Gracias a las numerosas fortalezas de las que disponemos en este nuevo entorno, confiamos en la capacidad de Air Liquide para continuar con éxito su desarrollo, celebrado este año con ocasión de sus 100 años de cotización en Bolsa, así como de generar un crecimiento rentable a largo plazo», concluyó Potier.

Fuente: Air Liquide.

Repsol ha completado la venta de sus activos de gas natural (GNL) en Perú y Trinidad y Tobago a Shell en una operación que le ha reportado unos ingresos de 4.100 millones de dólares (unos 2.982 millones de euros) y unas plusvalías de 2.900 millones de dólares (2.109 millones de euros) después de impuestos.

La venta de activos a Shell y el traspaso de su participación en Bahía Bizkaia Electricidad (BBE) a BP han supuesto unos ingresos para Repsol de unos 4.300 millones de dólares (unos 3.127 millones de euros), a los que se suman los compromisos financieros y deudas que han asumido las compradoras.

En febrero, cuando se anunció la operación, Repsol detalló que Shell asumía deudas y compromisos financieros por 2.253 millones de dólares (unos 1.638 millones de euros).

Tras el cierre de la venta, Repsol señala que su deuda neta se reduce en 3.300 millones de dólares (2.400 millones de euros) y «fortalece significativamente su balance».

La petrolera sostiene que la operación global le ha supuesto unos beneficios y plusvalías de aproximadamente 2.900 millones de dólares (2.109 millones de euros) después de impuestos.

También ha avanzado que tras esta venta ajustará la valoración de los activos norteamericanos en sus libros y realizará una provisión de 1.500 millones de dólares (1.091 millones de euros) después de impuestos.

Las plusvalías pendientes de contabilizarse, tras dicho ajuste se incorporarán entre los ejercicios de 2013 y 2014.

Sede de Repsol.

La petrolera ya avanzó su intención de dedicar los ingresos obtenidos con esta operación a reforzar el crecimiento de su división de exploración y producción (upstream).

La venta forma parte del plan de desinversiones puesto en marcha, después de la nacionalización de YPF por parte del Gobierno argentino.

Este plan incluía unos objetivos de desinversión de entre 4.000 y 4.500 millones de euros, una cifra alcanzada ya que, al sumar esta operación al resto de ventas ejecutadas por Repsol, se superan los 5.000 millones de euros.

Fuente: Agencias.

La Compañía Logística de Hidrocarburos CLH ha realizado en la Comunidad Autónoma de Castilla y León unas inversiones de más de 58 millones de euros durante el periodo 2007-2013, que han permitido preparar sus infraestructuras para atender las necesidades de suministro de combustibles en la Comunidad en la próxima década.

Entre los proyectos desarrollados destaca la construcción dos nuevas instalaciones situadas en Burgos y en Castellanos de Moriscos (Salamanca) que sustituyen a otras plantas situadas cerca del casco urbano y que han liberado esos terrenos para otros usos.

El presidente de CLH, José Luis Lopez de Silanes, y el presidente de la Comunidad, Juan Vicente Herrera Campo.

La nueva instalación de almacenamiento de Burgos ha requerido una inversión de 29 millones de euros y cuenta con 14 tanques de almacenamiento con una capacidad de total de 107.000 metros cúbicos y está conectada al oleoducto Miranda-Burgos.

Por su parte la nueva instalación de Salamanca ha supuesto una inversión de 21,2 millones de euros y dispone de 9 tanques, con una capacidad total de 76.210 metros cúbicos. Esta planta está conectada con el oleoducto Valladolid-Salamanca y cuenta con un cargadero automatizado de camiones cisterna con cuatro isletas.

Además, CLH ha invertido 1,4 millones de euros en la ampliación y mejora de la instalación de León, que ha permitido poner en servicio un nuevo tanque de almacenamiento con una capacidad de 18.300 metros cúbicos adicionales.

Presencia de CLH en la Comunidad de Castilla y León.

La Compañía Logística de Hidrocarburos CLH es la empresa líder en transporte y almacenamiento de productos petrolíferos en el mercado español, con una red de oleoductos de más de 4.000 kilómetros de longitud, y 39 instalaciones de almacenamiento, con una capacidad total de 7,9 millones de metros cúbicos, así como 28 instalaciones aeroportuarias.

La red de oleoductos de CLH en la Comunidad Autónoma de Castilla y León tiene más de 490 kilómetros de longitud y conecta las cuatro instalaciones de almacenamiento que la compañía tiene en la Comunidad, León, Burgos, Santovenia de Pisuerga y Salamanca, con el resto de la red de oleoductos en el municipio de Miranda de Ebro. Esta red dispone además de dos estaciones de bombeo en Palencia y Santovenia de Pisuerga.

CLH también está presente, a través de su filial CLH Aviación, en el aeropuerto de Salamanca desde donde se abastece de combustible de aviación a las líneas aéreas que operan en esta terminal.

Durante 2012, la compañía suministró cerca de 2,5 millones de metros cúbicos de combustibles y carburantes a los distintos operadores petrolíferos a través de sus instalaciones de la Comunidad Autónoma de Castilla y León, para atender la demanda de los usuarios finales de la Comunidad.

En el caso del Campo de Gibraltar, también posee una presencia destacada en el arco de la Bahía de Algeciras con tanques de almacenamiento de hidrocarburos.

Fuente: CLH.

Alstom ha firmado un contrato de 30 millones de euros con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México para la construcción de la central geotérmica “Los Humeros III – Fase A”, ubicada en el estado mexicano de Puebla. La central tendrá una capacidad instalada de 25 MW, y producirá al año más de 200 GWh de energía renovable, equivalente al consumo energético anual de 40.000 personas.

Diseño de una planta geotérmica

El proyecto “llave en mano” diseñado por Alstom incluye la obra de ingeniería, la construcción de la central geotérmica, el equipamiento, el montaje, la puesta en marcha de la turbina de vapor, el turbogenerador, los sistemas de control y la subestación eléctrica de alto voltaje, entre otros. La central, que estará en funcionamiento en el segundo trimestre del 2016, operará usando el calor de la perforación de pozos de extracción de vapor a una profundidad de hasta 3.500 metros.

Alstom es una de las compañías pioneras en el desarrollo de tecnologías para la explotación de la energía procedente del calor terrestre. La primera referencia en este sector de Alstom se remonta a 1958, cuando participó en la construcción del primer proyecto mundial para aprovechar la energía geotérmica a gran escala. Ubicada en Wairakei (Nueva Zelanda) esta planta con 191 MW de capacidad instalada sigue plenamente operativa en la actualidad, 55 años después de su inauguración.

 ¿Cómo funciona una planta geotérmica?

Las plantas geotérmicas aprovechan las fuentes de calor y agua presentes en el interior de la tierra para convertirlas en electricidad. Los primeros 10 kilómetros de corteza terrestre contienen 50.000 veces más de energía en forma de calor que todas las reservas de petróleo y gas existentes. Para convertir este calor en electricidad, se utilizan sistemas artificiales de perforación o se aprovechan los conductores naturales ya existentes (por ejemplo, los geiseres). Este calor del interior de la corteza terrestre, una vez convertido en vapor, alimenta las turbinas de vapor que, posteriormente, se conectan a un generador de electricidad.

Históricamente la energía geotérmica se ha utilizado ampliamente en los sistemas de calefacción o con fines terapéuticos a través de las aguas termales. En determinadas zonas, y gracias a su utilización a gran escala para generar electricidad, puede convertirse también en una fuente de energía limpia, renovable, inagotable y fiable (está disponible las 24 horas del días, los 7 días de la semana).

Zonas de alta capacidad geotérmica

Los recursos geotérmicos se encuentran concentrados en determinadas zonas del globo terráqueo, especialmente en los límites de las placas tectónicas donde la corteza terrestre es más fina. La mayoría de estas zonas, de alta capacidad geotérmica, se ubican en le Pacífico -el llamado “anillo de fuego”- y en el Mediterráneo. Así, los principales productores de energía geotérmica son, por este orden, Estados Unidos, Filipinas, Indonesia y México.

Actualmente, se han desarrollado en todo el mundo 350 proyectos de energía geotérmica en 24 países, con una capacidad instalada de 10.700 MW. En algunos países (El Salvador, Kenia, Filipinas, Islandia y Costa Rica) más del 15% del consumo energético procede de esta fuente de energía renovable e inagotable.

Fuente: Alstom.

Abengoa se ha adjudicado un contrato del programa Sunshot Initiative del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE). Este contrato, valorado en unos dos millones de dólares, establece que en los próximos dos años, Abengoa mejorará diferentes elementos de la producción y el ensamblaje de la última generación de su colector cilindroparabólico de gran apertura. Un colector cilindroparabólico (CSP) es una estructura de espejos utilizada como componente de plantas termosolares para producir energía a la red eléctrica. Solana, la planta de Abengoa en Arizona, utiliza este tipo de tecnología.

 Con este proyecto, en colaboración con SunShot Initiative del DOE, Abengoa mejorará la competitividad de los costes de la energía termosolar. Para ello el proyecto va a automatizar el proceso de fabricación y ensamblaje final de SpaceTube, el nuevo colector. Éste cuenta con un diseño mejorado: una apertura de más de 8 metros, una estructura mejorada y más eficiente, así como componentes estandarizados. El contrato otorgado por SunShot Initiative a Abengoa para mejorar el diseño de SpaceTube busca avanzar en la reducción de los costes totales, lo que permitirá superar las barreras tecnológicas existentes y conseguir unos precios más competitivos. Todos estos avances supondrán una reducción del precio de la electricidad producida con esta tecnología, lo que servirá para conseguir que la energía de origen solar sea más accesible para las comunidades y las empresas.

Abengoa ha sido seleccionada por el DOE por su capacidad para aplicar los resultados del proyecto a su próxima generación de colectores cilindroparabólicos. La compañía cuenta con dos plantas de 280 megavatios en Estados Unidos que son el resultado de anteriores colaboraciones con el DOE: Solana, la mayor planta cilindroparabólica del mundo, con un sistema de almacenamiento que permite producir energía durante 6 horas a la máxima potencia tras la puesta del sol; y Mojave Solar, ubicada en California. La compañía lidera el sector de la tecnología cilindroparabólica con 16 plantas en operación. Abengoa tiene en total una capacidad solar instalada de 1.223 megavatios en operación, 430 megavatios en construcción y 210 megavatios en fase de pre-construcción, distribuidos en 27 plantas.

El programa SunShot Initiative del DOE es un esfuerzo colaborativo en Estados Unidos que impulsa la innovación de forma agresiva para hacer que la energía solar sea competitiva en términos reales con las fuentes de energía tradicionales antes del fin de esta década.

Fuente: Abengoa.

Para conocer más sobre SunShot Initiative: http://www.energy.gov/sunshot.

La compañía Cepsa anunció ayer la adquisición del 25% de participación en un bloque de exploración de hidrocarburos operado por Apache Suriname LCD, filial de la compañía estadounidense Apache Corporation, en la costa de Surinam al norte de Sudamérica. Se trata del Bloque 53.

El acuerdo implica participar en la realización de evaluaciones técnicas, en la sísmica 3D y en la perforación de dos pozos de exploración antes de abril de 2016. El Bloque 53 se encuentra en una zona de aguas profundas, a 130 km de la costa y entre 500 y 1.800 metros de profundidad.

Mapa con la ubicación del pozo 53 en Surinam

La adquisición de una participación de este bloque amplía el portfolio offshore en la zona, al sumarse a la presencia de Cepsa en dos bloques exploratorios en Brasil.
Esta operación forma parte del plan de expansión de Cepsa en Exploración y Producción. Supone también una consolidación de las actividades de la compañía en Sudamérica, así como un nuevo salto hacia las operaciones offshore.

Fuente: Cepsa.com

Entradas relacionadas: http://especiales.europasur.es/industriaaldia/2013/11/28/cepsa-adquiere-coastal-energy-company/

El Ministerio de Industria espera tener lista la reforma del sector gasista a principios de 2014 y planteará retribuir mejor a las nuevas instalaciones que a las antiguas y dotar de más eficiencia al sistema. En unas semanas se abrirá el diálogo con el sector para presentar las líneas fundamentales entre enero y febrero de 2014.

Los puntos claves serán lograr un marco regulatorio más moderno, poner en marcha un mercado secundario y dotar al sistema de una mayor eficiencia en el uso de las instalaciones de regasificación y almacenamiento.

El secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, ha apuntado recientemente que aunque se debe mantener el modelo de retribución actual en distribución de gas -que vincula el pago al número de clientes conectados- «habrá que hacer un sistema que retribuya mejor a las nuevas instalaciones que a las antiguas».

Nadal, que marcó distancias con la situación del sector eléctrico y su déficit, subrayó no obstante la necesidad de tomar medidas para que no se produzcan mayores problemas.

Las proyecciones de demanda para el sector gasista también se hicieron por encima de lo que ha ocurrido y, como otros excesos, se necesitan ajustes, ha afirmado.

La legislación tiene once años, los parámetros de entonces no son los de ahora y necesitamos un sistema de regulación racional, ha añadido.

Junto a esto, Nadal reiteró la importancia de contar con un mercado secundario de gas, ahora se funciona con contratos bilaterales, y aprovechar mejor las regasificadoras, ya que con la caída de la demanda algunas están muy cerca del mínimo técnico.

Por su parte, el presidente de la patronal gasista Sedigas, Antonio Peris ha insistido en la importancia del sector y en su potencial de crecimiento y ha señalado que el incipiente déficit del sector, unos 300 millones, es coyuntural. «Es importante que se mantengan las bases para poder crecer», ha reclamado.

Por su parte, el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, ha recordado que este año la demanda de gas caerá un 8 % por la crisis y la infrautilización de los ciclos combinados, pero que el gas va a ser clave para el futuro energético y hay señales para un «razonable y moderado optimismo»

Es un combustible de futuro a la espera de que esas medidas, en alusión a la reforma del Gobierno, lo terminen de encajar.

Fuente: Agencias.

Un momento de la presentación del plan de energías renovables en Baleares

El Gobierno balear ha planteado, dentro de su Plan de Energías Renovables, un total de 41 actuaciones para que Baleares trabaje por cubrir, a largo plazo, el 100% de sus necesidades eléctricas.

En este sentido, ha detallado que si se utilizase energía fotovoltaica se tendría que emplear menos del 2% del territorio.

El conseller de Economía y Competitividad, Joaquín García, ha asegurado que la Comunidad Autónoma puede ser autosuficiente energéticamente, aunque en la actualidad, ha matizado, las renovables «supongan el 3,5% de la potencia total del sistema eléctrico», y, en concreto, «si se considera la energía eléctrica producida por renovables este porcentaje baja al 2%».

García ha detallado que para la consecución de estos objetivos, que tienen como referente la estrategia 20-20-20 de la Comisión Europea, habría que obtener un régimen especial para renovables a corto plazo para que las tarifas sean competitivas, ya que en 2011, el precio medio de la electricidad en la Península fue de 51,54 euros por megavatio-hora y en Baleares de 141,45 euros el megavatio-hora.

Además, ha mencionado, como barreras para la penetración de las renovables, la evolución tecnológica a medio plazo, la necesidad de eliminar las limitaciones administrativas como la modificación del Plan Director Sectorial de Energía o realizar actuaciones sobre los procedimientos de impacto ambiental en instalaciones renovables.

Así, también ha detallado que se tiene que trabajar para superar las limitaciones técnicas relacionadas con las interconexiones, el almacenamiento de este tipo de energía, la mejora de la red de distribución, la implantación del vehículo eléctrico o los planes de ahorro y eficiencia.

Dentro de las 41 actuaciones contempladas se encuentran la creación de una Mesa de las energías renovables, facilitar el conocimiento a los promotores o ciudadanos para implantar energía fotovoltaica o eólica, crear una oficina de apoyo a la tramitación de renovables, revisar la normativa de instalaciones, simplificar y homogeneizar trámites o racionalizar los aspectos impositivos, entre otros.

En este sentido, García ha anunciado que los agentes sociales interesados tienen de plazo hasta el 15 de enero para presentar aportaciones que mejoren el plan del Ejecutivo autonómico, después del cual se presentará ante el Consejo Asesor de la Energía.

MEJORAR LA BALANZA DE PAGOS

En términos generales, y según ha dicho García, avanzar en la implantación de las renovables mejorará la balanza de pagos, activará el sector económico local, mejorará la imagen turística, proporcionará sostenibilidad energética y reducirá emisiones.

Cabe destacar que el director General de Industria y Energía, Jaime Ochogavía, que ha presentado los aspectos más técnicos del plan, ha especificado que la estrategia de producción de electricidad en la Comunidad Autónoma debe centrarse en la fotovoltaica y la terrestre, ya que son energías maduras (es capaz de ser competitiva) y en comparación con el resto de renovables (biomasa, geotérmica, eólica off-shore u olas) su rendimiento es mayor.

Fuente: Agencias.

Más información: http://www.caib.es/pidip/comunicats/com-ficha.do?lang=ca&codi=8631570

La representanción de la dirección de Endesa ha suscrito junto a la represenciación social de la empresas dos acuerdos que regularán el marco laboral de Endesa en España en los próximos años, según anunció la compañía en una nota.

Los acuerdos suscritos son el IV Convenio Colectivo Marco de Endesa y la Prórroga del Acuerdo Marco de Garantías para Endesa S.A. y sus empresas filiales eléctricas domiciliadas en España.

La firma del convenio colectivo, apoyado por unanimidad por los sindicatos UGT, CCOO y SIE, pone fin al proceso de negociación iniciado hace más de un año. Su vigencia será de cinco años, hasta el 31 de diciembre de 2017.

Por primera vez, este acuerdo ha sido sometido a referéndum entre los trabajadores de Endesa, que votaron a favor. Su contenido se centra en tres ejes, que son la flexibilidad, la productividad y la competitividad, con el objetivo de «asegurar el cumplimiento de los exigentes retos empresariales y el respeto de las condiciones laborales de los trabajadores». Estos objetivos son «necesarios para salvaguardar el empleo», señala Endesa.

En materia de flexibilidad laboral, se ha simplificado la clasificación profesional, dotándola de una estructura más clara y homogénea. Se aplica una nueva regulación en movilidad funcional, que dota de mayor agilidad y flexibilidad la relación laboral. Además, se regula de manera homogénea la movilidad geográfica, simplificando los procesos existentes.

Representantes laborales y de Endesa, tras la firma del acuerdo

REVISIONES SALARIALES DESVINCULADAS DE LA INFLACIÓN

Los incrementos económicos se realizarán con criterios de eficiencia, ajustados al contexto económico y parcialmente vinculados a la productividad. Estos aumentos salariales se desvinculan de la inflación. Además, se definen nuevos importes en las tablas salariales para las nuevas incorporaciones, de acuerdo al entorno actual.

El convenio fija tres sistemas de promoción, basados en la meritocracia, y quedan eliminados los procesos de mejora automática. En cuanto a la competitividad, vincula las políticas salariales a los resultados empresariales, a fin de adaptar las compensaciones a las expectativas y necesidades de los empleados con criterios más eficientes y racionales.

También se amplía y mejora el Plan de Igualdad existente en la compañía y se define el compromiso para realizar 250 contrataciones indefinidas hasta diciembre de 2017.

ACUERDO DE GARANTÍAS

En cuanto al Acuerdo Marco de Garantías para Endesa y sus filiales domiciliadas en España, se amplía la vigencia del documento actual hasta el 31 de diciembre de 2018.

Esta prórroga implica el mantenimiento del empleo y de la ocupación efectiva, las garantía de los derechos económicos, de seguridad social y de previsión social complementaria para los trabajadores, y la creación de un mecanismo por el que la empresa podrá ofertar bajas voluntarias indemnizadas o suspensiones del contrato de trabajo a los empleados que se encuentren sin ocupación efectiva.

La aplicación de esta herramienta queda sujeta a la existencia de un acuerdo previo entre la empresa y el trabajador, y estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2018.

La compañía Abengoa ha puesto en marcha recientemente dos plantas termosolares, Solaben 1 y Solaben 6, de 50 megavatios cada una, en el municipio extremeño de Logrosán. Las dos instalaciones pertenecen a la Plataforma Solar Extremadura, la mayor de Europa, con una potencia instalada total de 200 megavatios, generan electricidad limpia equivalente al consumo de 104.000 hogares.

Una planta termosolar

Las plantas de la Plataforma Solar Extremadura utilizan tecnología cilindroparabólica, a partir de la cual un conjunto de espejos cilindroparabólicos, ubicados sobre una estructura que les permite seguir el movimiento del sol, concentra la radiación solar sobre un tubo receptor por cuyo interior circula un fluido que absorbe el calor y alcanza 400º C. Este fluido transmite dicha energía térmica al vapor de agua que, conducido a través de la turbina, genera electricidad.
Abengoa diseña, construye y opera sus propias plantas termosolares, y es una de las pocas compañías que ofrece tanto tecnología de torre como cilindroparabólica. Actualmente tiene 22 plantas con una capacidad total instalada de 943 megavatios en operación comercial y 710 megavatios en construcción por el mundo.

Fuente: Abengoa.