Petronor ha puesto en marcha su primer Plan de Sostenibilidad, que recoge las acciones que libremente la empresa pone en práctica para responder a las expectativas de los grupos de interés, yendo más allá del cumplimiento legal.

Imagen nocturna de la refinería de Petronor.

La refinería muskiztarra inició en 2008 una estrategia de Responsabilidad Social, que incorpora consideraciones ambientales y sociales en el proceso de toma de decisiones, contribuyendo así al desarrollo sostenible. El Plan de Sostenibilidad supone la plasmación de esta estrategia de Responsabilidad Social Corporativa.

Para la elaboración del plan se llevó a cabo un estudio de expectativas, para el cual se realizaron 800 entrevistas telefónicas y distribuyeron cuestionarios entre diversos colectivos, desde Muskiz hasta Bilbao. Se identificaron también los contenidos, referidos a Petronor, en los medios de comunicación y redes sociales. De todo ello han surgido 68 acciones que van desde la disminución del ruido y la reducción de emisiones de C02, el desarrollo de proveedores locales, pasando por la seguridad, la transparencia, la renovación tecnológica y la mejora de la competitividad. El plan se hará público y se presentará ante las instituciones locales, forales, autonómicas.

A finales de 2015 se hará una memoria y se sabrá si se cumplen o no las expectativas generadas. El plan tendrá continuidad, en 2016, con las incorporaciones necesarias. Posteriormente, en 2017, con el siguiente estudio de expectativas se tendrá un primer balance de resultados.

Fuente: Petronor.

Para saber más: Plan de Sostenibilidad de Petronor (PDF).

El Grupo CLH ha destinado cerca de 23 millones de euros entre 2012 y 2014 a proyectos de Investigación, Desarrollo e Innovación, con el objetivo de reforzar la calidad y la eficiencia de sus servicios.

Durante 2014 la compañía puso en marcha dos proyectos de I+D+i que han obtenido la calificación, aprobación y apoyo financiero del Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI).

Instalaciones de CLH.

El primero de ellos consiste en la implantación de nuevas técnicas de optimización para reducir el consumo energético en el movimiento de productos petrolíferos por oleoducto y, por tanto, rebajar las emisiones de CO2 asociadas a estas operaciones. Para materializar esta iniciativa, CLH ha realizado una investigación global de sus consumos, ha utilizado modelos matemáticos y ha ejecutado herramientas de simulación.

La compañía también ha continuado investigando el desarrollo de nuevas técnicas de biorremediación para la recuperación ambiental de terrenos afectados por hidrocarburos. Este tipo de soluciones biológicas, que se basan en favorecer el desarrollo de microorganismos degradadores de carburantes, son más sostenibles que otros medios tradicionales, debido a su menor consumo, menor impacto acústico y menores emisiones.

Además de estos dos proyectos, CLH puso en servicio en 2014 un nuevo Centro de Control de Instalaciones, con el objetivo de controlar en remoto las operaciones que se efectúan en sus plantas. Esta nueva infraestructura permite a la compañía conocer en tiempo real la situación de sus instalaciones desde un único centro, pudiendo actuar a distancia sobre los sistemas de control y seguridad de cualquier planta para garantizar su perfecto funcionamiento.

En paralelo, CLH está trabajando en el diseño de un nuevo sistema SCADA para su red de oleoductos e instalaciones. Esta aplicación informática, que hace posible controlar y gestionar vía satélite las infraestructuras de la compañía, perfeccionará los procesos de control y recogida de datos. CLH también está ultimando el desarrollo de un nuevo sistema de detección de anomalías y seguimiento de envíos adaptado a las necesidades de su actividad para integrarlo en este nuevo SCADA, lo que le ayudará a mejorar el transporte de combustible a través de su red.

Asimismo, la compañía ha continuado incorporando nuevos avances tecnológicos en el desarrollo de sus actividades, que han permitido implantar mejoras en los procesos de carga de los camiones cisterna dentro de las instalaciones y en la aditivación de los carburantes, haciéndolos más rápidos y eficientes.

En el caso de CLH Aviación, la compañía ha desarrollado nuevas tecnologías de control y supervisión de las operaciones de suministro de combustibles a aeronaves.

Respecto a su primer proyecto internacional, CLH ha empleado un innovador software de simulación para el diseño del oleoducto y la planta de almacenamiento que está construyendo actualmente en Omán, en colaboración con la empresa Oman Oil, para que se ajustara a las necesidades presentes y futuras del país.

El Grupo CLH también ha desarrollado nuevos métodos de análisis de combustibles en su red de laboratorios, que le han permitido mejorar el control de calidad de los productos que maneja, así como satisfacer demandas analíticas no cubiertas hasta ahora.

Además, la compañía ha continuado con la reingeniería de sus tareas, funciones y procesos para ganar en eficiencia y competitividad.

En el campo de la investigación, CLH es una de las organizaciones participantes en el proyecto europeo ITAKA, que tiene como finalidad potenciar la producción y el uso de los biocombustibles en la aviación comercial; y CLH Aviación forma parte de la alianza NARA, cuyo objetivo es evaluar las posibilidades de uso del bioqueroseno en Estados Unidos.

Dentro de España, la compañía está llevando a cabo otros proyectos de Investigación y Desarrollo, como el estudio para el tratamiento de aguas residuales mediante técnicas microbiológicas, en colaboración con la Universidad de Granada, o el proyecto para calcular los niveles de riesgo y la biorremediación de bioetanol en forma de ETBE en aguas subterráneas, con la Universidad de Málaga.

Fuente: CLH.

Abengoa y Toshiba Corporation han sido elegidos como oferta seleccionada («preferred bidders») por MGT Teesside, filial de MGT Power, compañía británica comprometida con el desarrollo de proyectos de energía y vapor a partir de biomasa a escala comercial, para construir la planta Tees Renewable Energy. Ésta será la mayor planta de energía y vapor a partir de biomasa de nueva construcción del mundo. Localizada en el Puerto de Teesside, en Middlesbrough (Reino Unido), tendrá una potencia de 299 MW de energía eléctrica y vapor, ambos para su autoabastecimiento y para ser exportados a la industria cercana y a los usuarios. El importe del contrato de ingeniería y construcción superará los 600 M€.

Abengoa será responsable de llevar a cabo la ingeniería, el diseño y la construcción de la planta para el cliente MGT Teesside. Este proyecto empleará como combustible astillas de madera y “chips” de recursos forestales sostenibles certificados procedentes de Estados Unidos y Europa y será auditado para garantizar el cumplimiento de los estrictos criterios establecidos por los incentivos de energías renovables de Reino Unido.

Este proyecto proporcionará energía renovable para el equivalente a, al menos, 600.000 hogares en Reino Unido. Durante la fase de construcción, está previsto que se lleguen a generar hasta 1.100 puestos de trabajo.

Con esta planta, Abengoa continuará ayudando a reducir la huella de carbono del Reino Unido y promoviendo la transición energética del país hacia fuentes renovables y más eficientes. Además, esta planta térmica fiable de generación de carga base, ayudará a garantizar el suministro de electricidad a los consumidores de Reino Unido, a la vez que reducirá las emisiones de gases de efecto invernadero.

Esta nueva adjudicación supone el segundo contrato de construcción de una planta de energía y vapor a partir de biomasa que Abengoa consigue en menos de un año, tras adjudicarse en Gante (Bélgica) una planta de 215 MW que, hasta la fecha, era la mayor del mundo. Estas dos adjudicaciones consolidan la capacidad de Abengoa para desarrollar proyectos complejos, así como su compromiso con el desarrollo sostenible.

Fuente: Abengoa.

Para saber más: Web del proyecto.

Viesgo está llevando a cabo un plan de mantenimiento de sus instalaciones en Cantabria, Castilla y León, Asturias y Galicia, que representan alrededor de 5.000 kilómetros de líneas, con el objetivo de mantener unas condiciones óptimas de seguridad y cuidado del medio ambiente en el suministro, informó la eléctrica.

 En concreto, el plan comprobará el estado de los elementos que componen las instalaciones eléctricas, como apoyos, conductores, seccionadores, interruptores o transformadores. Las condiciones de estos componentes se ven afectadas a diario tanto por el uso ordinario que se hace de ellas, como por otros factores -principalmente de índole meteorológica- a las que están expuestos: tormentas, vientos, nieve…

Tras pasar a tener alrededor del 100% de la titularidad de Begasa, Viesgo se ha convertido en el cuarto operador de distribución eléctrica de España, y estas revisiones abarcarán por lo tanto a aproximadamente los 5.000 kilómetros de líneas de alta y baja tensión, 3.500 centros de transformación y 34 subestaciones.

Con carácter anual, Viesgo realiza asimismo una revisión termográfica a 500 kilómetros de líneas de alta tensión. Se trata de una inspección mediante una cámara termográfica instalada en un helicóptero, que permite la detección de posibles puntos débiles en las instalaciones, herrajes y conductores eléctricos en servicio, para después establecer las actuaciones oportunas para evitar averías.

Además de las inspecciones ordinarias, también se han programado inspecciones exhaustivas de la instalación, diagnósticos del estado de apoyos metálicos, ensayos y diagnósticos de cables aéreos y subterráneos, etc.

Fuente: Viesgo.

El grupo Cepsa obtuvo un beneficio neto ajustado de 287 millones de euros en el primer semestre del año, lo que supone un incremento del 64% respecto al mismo periodo del año anterior, según informó la compañía.

Vista de la torre Cepsa, en Madrid.

Teniendo en cuenta la variación de inventarios a coste medio unitario, el resultado neto del primer semestre se situó en 389 millones de euros, lo que representa multiplicar por más de tres el beneficio de 106 millones de euros obtenido en el mismo periodo del año anterior.

La petrolera, participada al 100% por el fondo soberano de Abu Dhabi IPIC, señaló que este aumento de los resultados ha sido posible gracias a la mejora de los márgenes de refino, muy deprimidos en el primer semestre de 2014. En concreto, este indicador se ha situado en 7,94 dólares el barril, frente a los 3,7 dólares del mismo periodo del año anterior, aportando el 66% de los resultados del grupo en este periodo.

Asimismo, también han tenido un efecto positivo en sus cuentas otros factores como la fortaleza del dólar, que se ha apreciado un 19%, al estar expuesta a esta moneda el margen de refino, las actividades de exploración y producción de crudo y los márgenes de comercialización de algunos de los productos energéticos y petroquímicos; así como la recuperación económica, con el consiguiente crecimiento de la demanda de combustibles y carburantes.

Por otra parte, la actividad de exploración y producción del grupo volvió a verse afectada por el precio del crudo, que se ha situado en 57,9 dólares por barril, con una caída del 47%, frente a los 108,9 dólares por barril del primer semestre de 2014.

Con el fin de superar esta situación, Cepsa puso en marcha a principios de año un plan de ahorro y contención de costes en todas sus áreas de negocio, aunque con mayor énfasis en el área de exploración y producción, reduciendo su programa inversor en un 20%, así como los costes de producción en una cifra próxima a los 20 millones de dólares (unos 18,4 millones de euros) respecto a 2014.

En el primer semestre, la producción de crudo de la petrolera se ha situado en 107.095 barriles día, un 1% superior al mismo periodo de 2014, mientras que la utilización de las refinerías peninsulares se ha mantenido en niveles altos, al 94% de su capacidad.

Asimismo, se han destilado 76,8 millones de barriles de crudo y se han fabricado 10,2 millones de toneladas de derivados petrolíferos, mientras que se han comercializado 8,9 millones de toneladas de productos.

Fuente: Cepsa.

La compañía energética italiana Enel obtuvo un beneficio neto atribuido de 1.833 millones de euros en los seis primeros meses del año, lo que representa un avance del 10% en comparación con el primer semestre de 2014, según ha informado la empresa.

La cifra de negocio de Enel entre enero y junio alcanzó los 37.632 millones de euros, un 4,2% más, mientras los costes de la multinacional subieron un 5%, hasta 32.724 millones.

La facturación de Enel en el mercado italiano aumentó un 3,7% en el primer semestre y un 3% en la Península Ibérica, mientras que sus ingresos en Latinoamérica subieron un 20,3%. En el Este de Europa, la facturación de Enel bajó un 9,8%.

Al finalizar el primer semestre, la deuda neta de la compañía transalpina alcanzaba os 39.849 millones de euros, un 6% por encima del nivel registrado a 31 de diciembre.

«El proceso de simplificación corporativa en Latinoamérica sigue como se había previsto, mientras que el conjunto del negocio de renovables crece fuertemente», destacó Francesco Starace, consejero delegado de la italiana.

En este sentido, el máximo ejecutivo de Enel confirmó los objetivos de la compañía para 2015 y apuntó que la reorganización introducida el año pasado «ya está dando muestras de mejora del flujo de caja».

Fuente: Enel.

Repsol obtuvo en el primer semestre de este año un beneficio neto ajustado de 1.240 millones de euros, cifra que supera en un 35% los 922 millones de euros obtenidos en los primeros seis meses del año 2014, en un entorno en el que la cotización internacional de los precios del crudo experimentó una caída próxima al 50%.

La petrolera ha destacado que este resultado, que mide específicamente la marcha de sus negocios, pone de manifiesto la fortaleza de su modelo integrado.

El resultado neto (MIFO) ascendió a 1.053 millones de euros frente a los 1.327 millones de euros del primer semestre del año anterior, en el que se incluyeron 616 millones de euros de resultados extraordinarios por la venta de negocios de GNL y de las acciones no expropiadas de YPF. Excluyendo este efecto, el beneficio neto habría superado al del año anterior.

Instalaciones de Repsol en Cartagena.

La compañía que preside Antonio Brufau ha subrayado que la calidad de los activos industriales y la eficiencia de los procesos en los negocios del ‘Dowstream’ han permitido a Repsol aprovechar la mejora de márgenes internacionales y compensar los resultados del ‘Upstream’, afectados directamente por la fuerte caída de los precios internacionales del crudo y la interrupción de la producción en Libia.

Con la integración de Talisman, Repsol ha superado sus objetivos estratégicos de producción y reservas, convirtiéndose en una de las 15 petroleras privadas más importantes del mundo, con mayor presencia en mercados internacionales y en países de la OCDE.

Esta operación ha permitido a Repsol superar ampliamente los objetivos marcados en su Plan Estratégico 2012-2016 y, prácticamente, duplicar sus volúmenes de reservas y producción.

HASTA 660.000 BARRILES DIARIOS

Con la integración de los activos de Talisman, Repsol ha alcanzado una producción media en el mes de junio de 660.000 barriles equivalentes de petróleo diarios, lo que supone un aumento del 86% frente a los 355.000 barriles equivalentes de petróleo al día producidos de media en 2014.

La producción media en el semestre ascendió a 440.000 barriles equivalentes de petróleo al día, contabilizándose los activos de la compañía canadiense desde el 8 de mayo.

El fuerte descenso de los precios internacionales ha incidido en los resultados del área de ‘Upstream’ (Exploración y Producción), con un resultado negativo de 238 millones de euros en el que también influyó la interrupción de las actividades en Libia.

Este resultado sería positivo, según ha explicado la petrolera, si se excluyese el coste de la actividad exploratoria que lleva a cabo la compañía, ya que sus activos en producción siguen generando beneficios en el actual nivel de precios del crudo.

ELEVA UN 115% EL NEGOCIO DE ‘DOWNSTREAM’

Por su parte, el resultado del negocio de Downstream aumentó un 115%, hasta alcanzar 973 millones de euros (calculado en base a la valoración de los inventarios a coste de reposición, CCS). Ello fue posible por el mejor comportamiento de los negocios de refino, derivado de la eficiencia de las instalaciones, y a los resultados del plan puesto en marcha para aumentar la competitividad del área química.

El margen de refino de la compañía alcanzó un nuevo máximo histórico en el semestre, 8,9 dólares por barril, con el que lidera el sector en Europa y supera notablemente los 3,5 dólares por barril del mismo periodo del ejercicio anterior.

La compañía ha resaltado que los resultados obtenidos en esta área ponen de manifiesto la calidad de sus activos, «significativamente incrementada» tras la puesta en marcha de los grandes proyectos acometidos en los últimos años en Cartagena y Bilbao.

En cuanto al área química, a la mejora del entorno internacional con la que se inició el año, se ha sumado el aumento de ventas. A ello se suma el acuerdo alcanzado entre Repsol y el Grupo Kuo para ampliar su actual ‘joint venture’, Dynasol, que pasará a ser una de las compañías líderes en el mercado del caucho sintético, con una producción de más de 500.000 toneladas al año de materiales de alto valor añadido e ingresos estimados cercanos a los 750 millones de dólares.

El buen desempeño del ‘Downstream’ durante el primer semestre del año ha permitido a la compañía revisar al alza su estimación de resultado bruto de explotación (Ebitda) anual para esta unidad de negocio, hasta cerca de 3.000 millones de euros.

Fuente: Repsol.

Abengoa ha cerrado, junto con su socio, el grupo de infraestructura global israelí Shikun & Binui, la financiación sin recurso de la planta de Ashalim. La inversión total del proyecto será de aproximadamente 1.000 MUS$.

El acuerdo de financiación sin recurso combina la financiación por parte de instituciones financieras de desarrollo, como Overseas Private Investment Corporation (OPIC) y el Banco Europeo de Inversiones (BEI); además de la de bancos privados locales, tales como el banco Leumi y el banco Hapoalim. Ashalim suministrará electricidad limpia a la Israel Electricity Corporation en virtud de un acuerdo de compra de energía (PPA) a 25 años firmado a finales de 2013.

La planta solar termoeléctrica de 110 MW (STE), Ashalim, será capaz de almacenar energía para producir electricidad cuando sea necesario después de la puesta del sol. Será la mayor planta solar de Israel, contará con tecnología de colectores cilindroparabólicos y con un sistema de almacenamiento de energía térmica en sales fundidas de 4,5 horas. Esta planta producirá energía limpia y gestionable equivalente al consumo de 63.000 hogares, evitando la emisión a la atmósfera de 300.000 toneladas de CO2 al año.

Está previsto que la construcción de Ashalim comience antes de finales de julio 2015 en el oeste del desierto de Negev, a 35 km al sur de la ciudad de Beer Sheva, cerca de la aldea de Ashalim, en un área designada por las autoridades israelíes. Se espera que el proyecto cree 633 puestos de trabajo de media al mes durante el periodo de construcción, y alrededor de 60 empleos para la fase de operación y mantenimiento de la planta.

Según Santiago Seage, consejero delegado de Abengoa, ha declarado que»la planta de Ashalim forma parte de los esfuerzos de Abengoa hacia la innovación constante en el sector solar y marca un hito importante en la internacionalización de nuestra actividad».

Moshe Lahmani, presidente del Consejo de Administración del Shikun Binui Group, ha afirmado que «este es otro paso importante en la promoción de otro proyecto nacional en la historia de Shikun Binui: una mezcla de profesionalidad, capacidad financiera y de ingeniería, de gestión y estrategia. Ashalim es un proyecto de referencia que abastecerá de electricidad limpia a todos los ciudadanos de Israel y que, además, conllevará un desarrollo tecnológico y económico de primer orden para el Negev».

Ofer Kotler, consejero delegado del Shikun Binui Group, ha añadido que «el cierre financiero de este proyecto nacional del Estado de Israel refuerza el estatus de Shikun Binui Renewable Energy como empresa líder en la construcción de grandes proyectos. Shikun Binui Renewable Energy continuará emprendiendo proyectos de esta índole tanto en Israel como en el extranjero. Ashalim es un proyecto innovador en Israel, como otros proyectos innovadores que hemos llevado a cabo en el pasado, tales como la autopista 6 y Carmel Tunnels. Felicito a nuestro socio Abengoa por tan significativo logro».

Fuente: Abengoa.

El grupo energético Viesgo anunció ayer que la central térmica de Los Barrios ha alcanzado recientemente un nuevo hito en su historia: los 100 millones de megavatios hora de generación bruta acumulada. El hito se produce durante el mismo año en el que se ha celebrado el 30 aniversario de la central desde su puesta en marcha.

Imagen de la central térmica de Los Barrios.

La central, que se acopló por primera vez a la red eléctrica el 5 de febrero de 1985, cuenta en la actualidad con una potencia instalada de 570 megavatios y lleva varios años siendo una de las más destacadas del panorama energético español, según la compañía. La excepcional capacidad de generación eléctrica y rendimiento en sus casi 228.000 horas de funcionamiento (lo que supone un 85,5% factor de utilización) desde su puesta en marcha -con una producción de 3.200 gigavatios hora al año de media y más de 7.200 horas anuales- le ha hecho alcanzar importantes logros a lo largo de su historia. El más reciente fue en septiembre de 2014, cuando la central superó la media de producción de las centrales de carbón españolas durante ese mismo mes, con un factor de carga de un 89,9%.

En sus primeros 30 años de vida, la central térmica de Los Barrios ha generado anualmente la energía necesaria para abastecer a casi un millón de familias en España, según los datos de consumo medio por familia (con dos hijos) que estipula el Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

Además, las inversiones para adecuar la central a los más altos estándares de sostenibilidad han situado a la planta de Los Barrios como la segunda más eficiente de España en términos medioambientales según la Comisión Nacional de la Energía (CNE).

En 2009, la compañía invirtió más de 75 millones de euros para implantar una línea de desulfuración en la planta, que permite reducir significativamente las emisiones de azufre provenientes del carbón. Esta unidad ha permitido una reducción del 95% en emisiones de dióxido de azufre, un 65% en la emisión de partículas y otro 25% en óxido de nitrógeno.

Viesgo aseguró que mantiene su compromiso para seguir realizando inversiones en materia medioambiental en esta central, de modo que siga posicionándose a la vanguardia de la generación sostenible en España.

Fuente: Viesgo.

Enel Green Power (EGP) y la chilena Empresa Nacional del Petróleo (Enap) han iniciado la construcción en Chile de la planta denominada ‘Cerro Pabellón’, la primera central geotérmica de América del Sur, informó la filial de Enel a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

 ‘Cerro Pabellón’ se ubicará en el término municipal de Ollagüe, en la región de Antofagasta, en la meseta andina, y también será la primera planta geotérmica del mundo construida a 4.500 metros sobre el nivel del mar.

Dicha planta, propiedad de Geotérmica del Norte, sociedad controlada al 51% por Enel Green Power Chile y participada por ENAP, en un 49%, comprende dos unidades de 24 megavatios (MW) con una capacidad total instalada bruta de 48 MW. Una vez se encuentre a pleno rendimiento, Cerro Pabellón será capaz de generar, aproximadamente, 340 gigavatios/hora (GWh) al año, lo que equivale a las necesidades de consumo de energía anuales de casi 165.000 hogares chilenos, evitando así la emisión de más de 166.000 toneladas de CO2 a la atmósfera cada año.

La construcción de la referida planta, que se encuentra en línea con los objetivos de crecimiento establecidos en el actual plan de negocio de EGP, requerirá una inversión total aproximada de 320 millones de dólares (290 millones de euros).

La construcción de la planta se encuentra financiada con recursos propios del Grupo EGP. El proyecto de ‘Cerro Pabellón’, que se espera que esté terminado y en servicio en el primer semestre de 2017, cuenta con el apoyo de acuerdos de compraventa de energía a largo plazo.

La electricidad generada por la planta será entregada a la red de transmisión de energía de la región Norte de Chile.

EGP opera actualmente en Chile una cartera de plantas con una capacidad instalada combinada de alrededor de 600 MW, de los cuales 340 MW provienen de proyectos eólicos, 154 MW de proyectos fotovoltaicos y 92 MW de proyectos hidroeléctricos. Asimismo, EGP cuenta actualmente con proyectos en fase de ejecución con una capacidad cercana a los 600 MW, que elevarían la capacidad instalada total de la sociedad en Chile a, aproximadamente, 1.200 MW.

Fuente: Agencias.