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.

Entradas relacionadas: http://especiales.europasur.es/industriaaldia/2013/11/29/44/

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 Agencia Andaluza de la Energía y la Asociación Solar de la Industria Térmica (ASIT) han firmado recientemente un protocolo de colaboración con vistas a mantener un diálogo permanente con el sector, para promover instalaciones solares térmicas en diversos sectores de la economía, principalmente en el sector turístico, y para contribuir a facilitar el acceso a la financiación para la promoción de las inversiones necesarias. Además, este convenio permitirá difundir el interés del uso de este recurso energético en empresas.

El director general de la Agencia Andaluza de la Energía, Rafael Márquez, y el presidente de la Asociación Solar de la Industria Térmica, Juan Fernández, junto a la delegada de Economía, Innovación, Ciencia y Empleo de Málaga, Marta Rueda, han mostrado su satisfacción por la firma de este acuerdo, destacando que éste permitirá dar a conocer las oportunidades de uso de la energía solar térmica a empresas, administraciones locales y particulares, con especial incidencia en el sector hotelero.

Paneles de energía solar térmica.

«Andalucía sigue siendo la región líder en uso de la energía solar para producción térmica, frío o calor», según Márquez. «La utilización de equipos de energías renovables para generar energía térmica para su consumo propio está permitiendo reducir notablemente los perjuicios medioambientales que suponen las emisiones de gases de efecto invernadero, asociados al uso de combustibles fósiles, configurándose como un elemento clave para seguir en la senda del desarrollo económico y social de nuestra región», agregó.

Por su parte, Rueda expresó que la provincia de Málaga se caracteriza por tener un parque de producción de energía eléctrica basada en energía renovables en más de un 45% y que a través de la Agencia Andaluza de la Energía se han apoyado desde el año 2009 más de 8.100 instalaciones de energía solar térmica en la provincia.

Entre las actuaciones ya impulsadas por empresas, la Agencia Andaluza de la Energía ha señalado el caso de un hotel de la provincia de Huelva que ha instalado una superficie de captación solar térmica de 195 metros cuadrados, que cubrirá el 72 por ciento de las necesidades energéticas para la generación de agua caliente sanitaria del hotel.

Esta instalación, tal y como han anunciado, ha sido apoyada con un incentivo de 61.300 euros para una inversión cercana a los 148.000 euros. El ahorro económico anual de esta instalación frente a una de gasóleo es de aproximadamente 15.000 euros anuales.

PROGRAMA DE INCENTIVOS

Desde febrero de 2009 hasta la actualidad, la Agencia Andaluza de la Energía ha apoyado, a través de su Programa de Incentivos, 36.190 proyectos de instalaciones solares térmicas con una subvención global de más de 38 millones de euros, que han permitido movilizar inversiones superiores a los 110 millones de euros.

Estas actuaciones han facilitado la instalación de más de 184.000 metros cuadrados de superficie de captación solar térmica. De estos proyectos, 8.124 corresponden a la provincia de Málaga.

Fuente: Agencias y Agencia Andaluza de la Energía.

Más información:

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.