viernes, 28 de noviembre de 2014

Holanda inaugura planta de energía que mezcla agua dulce y salada.



Investigadores holandeses quieren sumar una nueva fuente de energía renovable a la mezcla mundial con la inauguración de una planta piloto de "energía azul", prevista para las próximas horas.
La energía azul aprovecha la diferencia de concentración salina entre el agua de mar y el agua dulce para producir electricidad. Existe una planta piloto similar en Noruega desde 2009.
Un buen motivo para ensayar el sistema en Holanda es que los ríos Rin y Mosa desembocan en el mar aquí. La planta está situada estratégicamente en el Afsluitdijk, una gran represa que transformó parte del Mar del Norte en un lago de agua dulce en los años 30.
El proyecto, que tomará varios años y está financiado por el gobierno y empresas, buscará mejorar la eficiencia del sistema hasta convertirlo en una fuente rentable de energía eléctrica.
Fuente: Associated press. 

jueves, 27 de noviembre de 2014

Siemens recibe el primer pedido de turbinas de gas para Japón.




La multinacional Siemens, ha recibido su primer pedido en Japón para la entrega de dos turbinas de gas de la clase H. Estas turbinas tienen como tarea formar el núcleo de la central térmica de ciclo combinado que se ubicara en la ciudad japonesa de Moka. El cliente es Fuji Electric Co, encargado de erigir la planta para el cliente final, Kobe Steel (KOBELCO).
La compañia suministrará dos turbinas de gas SGT5 - 8000H, cada una con una capacidad de 400 megavatios, además de los sistemas auxiliares asociados. Con ello, la central nipona, con una capacidad instalada de más de 1,2 gigavatios y un nivel de eficiencia superior al 61%, será la más potente y eficiente del país del sol naciente. Se espera que la planta obtenga la certificacion de las evaluaciones de impacto ambiental a mediados de 2016 e inicie su actividad comercial a finales de 2019.
La flota de turbinas de gas clase H de Siemens superó, a finales de septiembre, las 100.000 horas de funcionamiento. Con este pedido, ya son 41 las turbinas de este tipo que la compañía vende a clientes de todo el mundo. Trece de ellas se encuentran actualmente en funcionamiento, garantizando un alto grado de fiabilidad y disponibilidad.

"Tras estar presentes en Corea del Sur, Malasia y Filipinas, nos complace haber sido capaces de entrar también en el mercado japonés gracias a nuestras innovadoras turbinas de gas. La serie H, con unos niveles récord en rendimiento y eficiencia, es ideal para los países que necesitan satisfacer sus demandas de energía rápidamente y con la tecnología más innovadora y fiable ", señala Roland Fischer, CEO de la división Power & Gas.

Renova y SunEdison firman acuerdo para desarrollo energético en Brasil.





La compañía SunEdison quien es  líder global en tecnología solar y Renova Energia S.A., la empresa de energías renovables más grande de Brasil, han anunciado la formación de una empresa conjunta con el fin de desarrollar, poseer y operar 1 gigavatio de energía solar fotovoltaica esto con el fin de abastecer al mercado eléctrico regulado de Brasil. Las compañías poseen, cada una, un 50 % de participación en la empresa que se ha creado. La empresa conjunta tiene como objetivo la construcción y operación de cuatro plantas solares las cuales suministraran energía al servicio público en el estado de Bahía, Brasil, para 2017.

La empresa conjunta pretende instalar 106,9 megawatts de energía solar en un tiempo estimado de dos años, como parte de los contratos adjudicados por la Cámara Comercializadora de Energía Eléctrica (CCEE). Los contratos fueron adjudicados en el marco de la Subasta de Provisiones de Reserva 2014 (2014 LER), que fue la primera subasta de energía renovable de Brasil que especificaba tanto la necesidad como la capacidad de las plantas de energía eléctricas.
SunEdison se encargara de suministrar módulos solares y rastreadores para los proyectos, los que posteriormente serán ensamblados en Brasil. La construcción de la planta solar estará financiada por el Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES). Este acuerdo de provisión garantiza el acceso a la tecnología de nivel mundial con un precio competitivo mitigando con este acuerdo los riesgos de la tasa de cambio y de suministro

Las compañías esperan brindar todo su apoyo al desarrollo de la energía solar en Brasil, quien ha adoptado las fuentes de energía renovable de manera total. Hace poco Brasil aprobó un marco regulatorio integral dirigido a la energía solar, realizando con este importantes esfuerzos para incorporar la energía solar como parte definitiva del suministro de energía del país.
La empresa conjunta de Renova con SunEdison nos posiciona como la mejor entidad para atender las necesidades del mercado de la energía renovable de Brasil”, señalo Mathias Becker, presidente de Renova. “Esta oportunidad de ingresar al mercado de la energía solar ha estado en preparación durante dos años, y nos entusiasma ver el enorme apoyo de las autoridades estaduales y locales de Brasil en el desarrollo de esta y otras oportunidades de energía solar a escala de servicio público”.
Sentimos orgullo de habernos asociado con Renova, la compañía de energía renovable más innovadora y respetada de Brasil”, declaro José Pérez, presidente de SunEdison para Europa, Oriente Medio y África y Latinoamérica. “La alineación de los mejores socios, financistas y productos en una empresa conjunta como esta asegura energía limpia y competitiva para el servicio público local. Este acuerdo refuerza nuestra posición de liderazgo en Latinoamérica”.


La compañía Renova se destaca como una de las mayores empresas de generación de energía renovable de Brasil gracias a su capacidad instalada. Se especializa en la generación de energía eólica, energía solar y plantas hidroeléctricas pequeñas. Se dedica al desarrollo, la construcción y la operación de energía eléctrica de fuentes renovables. 

miércoles, 26 de noviembre de 2014

Latinoamérica pierde 17% de la electricidad generada al año.





La electricidad desaprovechada es aquella que se genera pero debido a diversas causas como problemas técnicos, robo, fraude… nunca llega al cliente final; cuando se pierde menos electricidad, más fuerte es la salud de su sector energético en términos de eficiencia y solvencia financiera.
El caso Latinoaméricano es particular ya que un 17% de la electricidad generada no llega a su destino, una cifra que duplica la media registrada en los países de la OCDE y supone un tercio del total mundial, esto basados en un informe realizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) con datos recopilados entre 2007 y 2011.
El total de electricidad que se pierde en la región es mayor que el contabilizado en la mayoría de países en vías de desarrollo y comparable a los niveles que registraba Estados Unidos en 1929. Con la electricidad que pierde Latinoamérica en un sólo año, se podría dar cobertura a la demanda de todo un país como Perú durante dos años.

El organismo estima que esa pérdida de electricidad representa una pérdida patrimonial que oscila entre 11.000 y 17.000 millones de dólares anuales, lo cual es entre un 0,19% y un 0,30% del Producto Interior Bruto (PIB) regional. En México por ejemplo, el costo debido a la pérdida de electricidad alcanza los 4.400 millones de dólares anuales, los cuales seria suficientes para subsidiar proyectos de interés social en el país azteca. 

Fuente: BID

Granjas chilenas convierten desechos animales en electricidad.



En la localidad de Pichidegua ubicada a unos 150 kms al sur de Santiago de Chile, una  granja de cerdos y una pasteurizadora  han iniciado un proyecto para reutilizar los excrementos de los animales y convertirlos en electricidad. Con este proyecto no solo se abastece la granja con energía electica, si no que alimenta a cerca de 2500 viviendas con la electricidad que produce.

Este proyecto se logro gracias a la planta  Biodigestora Las Pampas, perteneciente a la empresa Genera Austral, la cual es la primera instalación en Chile que genera electricidad a base de biogás, es decir, del gas metano que emanan los desechos provenientes de los animales.

A parte de la obtención de energía eléctrica, otro beneficio que se obtiene es gracias al tratamiento de los residuos, los malos olores generados por el estiércol y las moscas que atraía, se han visto reducidos drásticamente.

"Antes de la llegada de la planta la zona era una asquerosidad por los olores de los chanchos y las moscas, que eran una plaga", declara Rosa Morales, profesora de una escuela de la localidad de Pichidegua.


Para transformar los residuos animales en electricidad, los desechos ingresan a un contenedor cerrado, llamado biogestor, donde se  transforma el gas metano en biogás, el que a su vez pone en marcha un motor que genera energía eléctrica.

Central eólica de talara fortalece sistema eléctrico en el norte de Perú.





Con el fin de producir energía limpia y amigable con el medio ambiente y a su vez satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica requerida por el Perú, la Central Eólica Talara fue inaugurada con la asistencia del presidente peruano Ollanta Humala Tasso, y el director de la Oficina General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (MEM), Ing. César Horqque Garces.

La Central Eólica proveerá durante 20 años de energía el Sistema Eléctrico del Norte conformado por las regiones de (Tumbes, Piura, Lambayeque, La Libertad, Cajamarca, Áncash), fortaleciendo así el sistema energético actual, el cual posee una potencia instalada de 865 MW.

En el Sector se ha asegurado el suministro eléctrico para los próximos  años. Con el nodo energético se licitaron 2000 MW, con turbinas simples, las que al pasar a ciclo combinado podrán llegar a 3000 MW, asimismo, en el 2014 ya se han licitado proyectos para la construcción de centrales hidroeléctricas que permitirán el suministro de 1,200 MW precisamente con energías renovables y en el marco del Plan Energético Nacional 2014 – 2025, se añadirá generación proveniente de energías renovable que elevarán la contribución de estas fuentes al  5%”,  comentó el funcionario del MEM peruano.

El funcionario señalo que sin energía no es posible el desarrollo, sin embargo, una de las políticas del Gobierno peruano es hacer los esfuerzos necesarios para que el desarrollo energetico sea sostenible sobre la base del crecimiento del suministro energético evitando asi la contaminación del medio ambiente, siendo las centrales eólicas una muestra de ello.

En su conjunto   las centrales eólicas en  Talara (Piura) y Cupisnique (provincia de Pacasmayo, región La Libertad)  instaladas en el norte del país, representan el parque eólico en operación más grande del Perú.

La obra en Talara tuvo un costo estimado de US$ 71 millones, generando una potencia instalada de 30,6 MW; cuenta con 17 aerogeneradores de marca Vestas, cada uno con una potencia de 1.8 MW.
Se destaca que la Central Eólica Talara tiene aprobación social de las comunidades campesinas y zonas urbanas del área de influencia del proyecto.
La compañía ContourGlobal, la cual está a cargo del desarrollo del proyecto eólico, informó que esta central forma parte del Proyecto INKA que incluye la Central Eólica de Cupisnique, de 83.4 MW de potencia; las dos centrales suman un total de 114 MW de capacidad instalada, La compañía ha invertido en ambas centrales US$ 247  millones.


Compañia española busca recuperar energía de las redes de agua.





En la actualidad, la energía producida por presiones altas en las redes de distribución de agua se pierde porque las válvulas reguladoras de dicha presión no aprovechan esa energía sino que la disipan. De esto se dio cuenta un equipo de jóvenes ingenieros españoles los cuales han decidido poner remedio. Así nació Tecnoturbines, una compañía que genera energía eléctrica aprovechando la infraestructura hidráulica existente en las ciudades gracias a una innovadora tecnología de microturbinas.

La misión de la compañía es generar energía eléctrica partiendo de la perdida que se presenta en las redes existentes ayudando a ahorrar costes, sobre todo en el caso de empresas que manejan los mayores volúmenes de agua, explica el director de la compañía y cofundador, Jaime Lledó. El proyecto aplica la tecnología del frenado regenerativo el cual ha sido popularizado por el sistema KERS de la Fórmula 1, es decir, "le quitamos el exceso de presión al agua con una turbina que al girar proporciona energía mecánica que nosotros convertimos en energía eléctrica", afirma Lledó.

Con esta tecnología disponible, la combinación entre el frenado regenerativo y las microturbinas, los rangos de control y la eficiencia es similar a la obtenida por las reguladores de turbinas mecánicas tradicionales pero con una reducción de costos. "Conseguimos unos rendimientos globales del 75%", afirma el cofundador. La tecnología de Tecnoturbines afirma que, independientemente de la velocidad a la gire el generador, el sistema electrónico convierte la energía hidráulica en eléctrica. Esta electricidad se inyecta a la red eléctrica para su venta directa o para el auto consumo, con potencias que oscilan entre los 4KW y los 500KW.

El cofundador del proyecto, ingeniero en Automática y Electrónica Industrial, señala que su equipo de trabajo está "muy satisfecho" con la respuesta que ha tenido su sistema en el Fondo de Emprendedores de la Fundación Repsol ya que se han situado entre los 16 finalistas.

El futuro que se tiene para la compañía se centra en una masificación del producto en la industria que usa grandes cantidades de agua. Lledó declaro que crear una empresa de este tipo es emocionante debido a los “retos constantes” en los cuales se aprende "día a día". Tal es el éxito de esta compañía española, que grandes empresas como KIC InnoEnergy y Fluidra apostaran también por este proyecto, invitándolos a formar parte de sus programas de aceleración de empresas.

martes, 25 de noviembre de 2014

Cemex incursiona en la generación de energía.

Cemex iniciara venta de Electricidad. 







Cemex, una de las mayores cementeras del mundo, espera poner en operación en el primer trimestre de 2015 una subsidiaria de energía eléctrica, con la que busca alcanzar una capacidad de generación de 3 mil 500 megavatios a mediano plazo, indico el miércoles de la semana pasada un directivo de la compañía mexicana.
Luis Farias, vicepresidente de energía de Cemex, afirmo que Cemex energía generara electricidad aprovechando el gas que proviene de las plantas de cemento de la empresa, y a su vez de recursos renovables aunque no especifico el tipo de energía en este caso.
Estamos creando Cemex energía, pero apenas estamos estableciendo la organización y las capitalizaciones” señalo Farias en un foro en la ciudad mexicana de Monterrey.
El directivo menciono que la capacidad de generación de 3 mil 500 megavatios (MV) la esperan alcanzar en un plazo que oscila entre cinco y siete años y que la división energía de la compañía mexicana buscara socios y financiamiento para ejecutar los proyectos energéticos, además de estimar la captación de un 5% del mercado generado en ese sector.
Con la reforma energética hecha en Mexico, el gobierno de ese país espera atraer inversiones multimillonarias en proyectos de exploración y extracción de crudo, así como elevar la generación de electricidad con gas natural y energías renovables.

La compañía mexicana cuenta actualmente con cuatro permisos de generación y autoabastecimiento los cuales fueron otorgados bajo la antigua ley mexicana que permitía la producción para autoconsumo y venta de los excedentes por medio de la conexión con la red estatal. 


lunes, 24 de noviembre de 2014

Española Abengoa gana licitación para nuevas redes eléctricas en Marruecos.




La multinacional energética Abengoa se encargará de la ingeniería, la construcción, el mantenimiento y la operación del proyecto de conexión que tiene una longitud de 210 km en total.
La multinacional energética Abengoa, ha sido seleccionada por la Oficina Nacional de Electricidad y Agua Potable (ONEE) de Marruecos para la construcción de un nuevo proyecto de transmisión de energía eléctrica. El otorgamiento del proyecto, tendrá un costo aproximado de 23 M€, permitiendo con este, abastecer de forma eficiente y sostenible parte del consumo energético del país, mejorando a su vez la interconexión con Argelia.

La compañía española, será responsable del desarrollo de la ingeniería, el diseño, la construcción, el mantenimiento y la puesta en servicio de la línea de transmisión eléctrica, la cual recorrerá 210 km. Está previsto que la línea entre en funcionamiento a mediados de 2016.
El proyecto está compuesto por tres líneas de transmisión de 400kV: Matmata – Msoun, Msoun- Gteter, y Bourdim–Jerada, de 80, 80 y 50 kilómetros respectivamente, que recorrerán la parte norte del país, mejorando la conexión de la red marroquí de energía con la red argelina.

Con este nuevo proyecto la compañía española extiende su experiencia en líneas de transmisión, ya que cuenta con más de 30.000 km en proyectos de transmisión de este tipo y participa en el desarrollo de infraestructura para el transporte de la energía eléctrica.

Holanda inaugura primera ciclovía solar.







El pasado 12 de noviembre, Holanda dio inicio al proyecto denominado "SolaRoad" (camino solar), el cual utiliza las calles como un telón que tiene como propósito la generación y acumulación de energía solar. Como es de esperar en un país de fanáticos de la bicicleta, el primer camino a seguir fue la puesta en marcha de una ciclovía cerca de Ámsterdam.


El camino de este proyecto, está construido con grandes paneles solares los cuales están cubiertos con vidrio grueso a prueba de desgaste. Un revestimiento adicional de plástico traslúcido rugoso impide los resbalones.



Sten de Wit, vocero de la firma de ingeniería TNO, la cual está a cargo del proyecto, afirmo que cada metro cuadrado de camino genera un promedio de  50 a 70 kilovatios/hora de energía por año. Con la cual basta un tramo de 70 metros para dar energía a una vivienda.

El proyecto piloto tiene un tiempo de duración estimado de tres años y tendrá un costo de 3 millones de euros (3.7 millones de dólares). 


Según de Wit, de acuerdo al descenso de los precios en los paneles, los caminos poseerán beneficios de la economía de escala ya que el área de generación es prácticamente ilimitada gracias a los 35 mil kilómetros de ciclovías que posee Holanda.



A diferencia de las usinas eléctricas, los caminos solares se instalan cerca de las viviendas y no ocupan tierras que se necesitan para otros fines. Esta ventaja es fundamental en Holanda ya que este es uno de los países más densamente poblados del mundo y a la vez uno de los más cultivados.


De Wit afirma que a pesar del costo elevado de diseñar, construir, instalar y evaluar el rendimiento del primer SolaRoad, los proyectos subsiguientes tenderán a ser rentables en menos de un decenio. A medida que las celdas solares se vuelven más económicas y eficientes, la instalación y el mantenimiento se vuelven la parte más costosa de la energía solar.

"Las instalaciones en los techos tienen superficies pequeñas y es necesario conectar cada una individualmente a la red (eléctrica)", afirmo. En cambio, "cada camino mide kilómetros" siendo facil interconectar segmentos para conectarlos a la red en lugares estratégicos.


"Eso significa que habrá más ahorros por haber más volumen ", aseguro. "Se podrán reducir los costos de instalación en forma proporcional".


Fuente: AP

viernes, 21 de noviembre de 2014

Compañía española inaugura central eólica en Costa Rica.








La vicepresidenta de Costa Rica, Ana Helena Chacón, inauguró el fin de semana pasado en la localidad de Tilarán (Guanacaste) el parque eólico Chiripa, con una capacidad  de 49,5 MW de potencia. Este nuevo parque construido en el país centro americano, es propiedad de un consorcio conformado por la compañía española acciona Energía (65%) y el grupo local Ecoenergía (35%).
En el acto se conto con la presencia del CEO de ACCIONA Energía, Rafael Mateo; el Embajador de España en Costa Rica, Jesús Rodríguez-Andía; los Directores del Grupo Ecoenergía, Salomon Lechtman y Samuel Viroslav; el alcalde de Tilarán, Jovel Arias, y representantes del ICE (Instituto Costarricense de Electricidad), entre otros miembros del gobierno costarricense.
En su intervención, la vicepresidenta declaro que Costa Rica ha de redoblar esfuerzos para producir más energía con tecnologías limpias resaltando la inversión en estas energías “es importante para hacernos un país más competitivo”.
Rafael Mateo, por su parte, señalo que invertir en Costa Rica ha sido una experiencia satisfactoria en todos los ámbitos expresando a su vez el deseo de que la compañía española, tenga en el país más continuidad en el futuro.
El parque Chiripa, el cual tuvo una inversión estimada de 125 millones de dólares USA, entró en operación comercial en julio de este año y la electricidad que genere será vendida al ICE mediante un contrato a 20 años.
El parque eólico está integrado por 33 aerogeneradores AW 77/1500, de tecnología Windpower, de 1,5 MW de potencia y 77 metros de diámetro de rotor, asentados sobre torres de acero  de 80 metros de altura.
La instalación esta ubicada en una zona de elevado recurso eólico, lo cual permitirá al parque generar un estimado de 200 millones de kilovatios hora (kWh) anuales. Esta enegia producida, equivale al consumo de 80.000 viviendas evitando asi  la emisión a la atmósfera de unas 192.000 toneladas de CO2 por parte de las centrales que funcionan con carbon.



Fuente: Acciona Energia

jueves, 20 de noviembre de 2014

Chile fortalece su matriz energética con fuentes renovables.

Mientras Chile centraliza su producción en recursos solares y eólicosPerú se enfoca en el gas y la producción hidroeléctrica






Una de las metas que se ha planteado el gobierno chileno es lograr las condiciones para incorporar de manera acelerada las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) a la matriz de generación del país austral.
Este nuevo reto, se diferencia bastante del Plan Energético Nacional 2014-2025 que anunció a su vez el gobierno del Perú, quien busca desarrollar los recursos energéticos de manera sostenible, enfatizando en la generación mediante el gas natural y las hidroeléctricas.
Varios empresarios chilenos han planteado la falta de competencia que tiene Chile en los mercados internacionales debido al alto costo de la energía, por lo que muchos han planteado la necesidad de enfatizar en otro tipo de proyectos, como los hidroeléctricos.

Energía solar se convierte en un nuevo generados e incrementa su aporte al sistema chileno durante 2014

La agenda energética chilena se sustenta en siete ejes principales, donde el tercero se enfoca en el “Desarrollo de recursos energéticos propios”,  lo cual busca potenciar las Energías Renovables No Convencionales, siendo esta iniciativa una propuesta muy relevante para las tecnologías limpias.
Si bien esto es destacado por el gremio que agrupa a las empresas de ERNC, hay expertos como Cristián Muñoz y Alexander Galetovic quienes cuestionan la propuesta luego de analizada. “Son un lujo que los alemanes pueden pagar por ser ricos. Sumarse a la moda de las ERNC es más bien una extravagancia que seguramente nos costará caro a cambio de poco o nada”, afirmaron.
En un reciente estudio, el costo de integración de las tecnologías para alcanzar una penetración del 20% de ERNC, alcanza los US$68,2 por MWh inyectado. El cálculo es sólo en el Sistema Interconectado Central (SIC).

Según el ingeniero Ignacio Urzúa, autor del estudio, al costo de inversión en generación se le añade  otro costo indirecto que está relacionado con la operación, transmisión así como varios factores críticos para la inyección de las ERNC en la magnitud requerida.
En un escenario de mayor penetración de ERNC intermitente se requiere, necesariamente, mayor inversión, dado que estas tecnologías son más costosas debido a un elevado costo unitario de inversión y un menor factor de planta respecto a las tecnologías tradicionales.
El costo total de integración para cumplir con la ley 20 25 -es decir, alcanzar el 20% de penetración de las renovables en la matriz del SIC- es de unos US$31 mil millones, de acuerdo con la simulación trabajada.
Según el autor, hoy gran parte de ese mayor costo lo pagan los mismos generadores renovables, que son quienes hacen la inversión inicial. Sin embargo, sí es relevante a la hora de analizar y estudiar los costos completos de operación del sistema.


martes, 18 de noviembre de 2014

Bolivia iniciara manejo de un reactor nuclear en 2015.


Se planea que para el segundo semestre de 2015, Bolivia iniciará su primera experiencia  de manera virtual para el manejo de un reactor nuclear. Este proyecto se realizara conjuntamente Cuba y Ecuador, gracias a la intermediación del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA).
Esta simulación hace parte del proyecto IRL (Internet Reactor Laboratory) desarrollándose en momentos en que el gobierno de Bolivia anuncio su plan de producir energía atómica con fines pacíficos.
Ya tenemos todo el sistema armado. Ecuador ya tiene el sistema para recibir (las señales para el trabajo en el reactor virtual) y Cuba lo tendrá pronto, al igual que Bolivia”, asevero el ingeniero nuclear de la OIEA, Pablo Adelfang, en una entrevista con el medio estatal Patria Nueva.
Señalo que el proyecto consiste en transmitir hasta puntos remotos las señales de un reactor nuclear recreando así su funcionamiento de manera virtual, capacitando así a profesionales que, a su vez, se encargarán de reproducir sus conocimientos con otros connacionales.
En el caso de los tres países donde se instalarán los puntos remotos, la información para recrear el funcionamiento de la planta llegará desde el Reactor RA-6, ubicado en el Centro Atómico Bariloche, en Argentina.
El anfitrión opera el sitio remoto, en este caso una universidad en Bolivia tiene un aula reactor en la que los estudiantes ven exactamente lo mismo que ve el operador en Argentina, y cuando se hace el experimento va tomando exactamente los mismos valores que maneja el operador en Argentina”, declaro Adelfang.
En Bolivia se encargara de esa labor la Universidad Mayor de San Andrés y para ello desde el 5 de noviembre sus directivas firmaron un convenio con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, acto en el que su titular, Juan José Sosa, anunció el “ingreso definitivo” de Bolivia a la era de la energía atómica.
El representante de la OIEA calculó que la planta virtual iniciara actividades el segundo semestre del próximo año, aunque dijo que la fecha se definirá en una reunión de representantes de los cuatro países involucrados.
Creo que el año que viene, en el segundo semestre, si así acuerdan las tres instituciones educativas más el país emisor, se podrá hacer la primera ronda de experimentos”, afirmo.
El pasado jueves 2 de octubre, el presidente Evo Morales anunció que Bolivia ingresaría a la era de la energía nuclear con un proyecto que se desarrollaría en el departamento de La Paz, con la instalación de un Ciclotrón PET/CT de aceleradores lineales para fortalecer el sector salud, además de un Reactor Nuclear de Investigación y otro de Potencia.
Esta energía nuclear con fines pacíficos va a estar en el departamento de La Paz. Además, se estima que hasta 2025 se tenga una inversión de más de $us 2.000 millones y vamos a garantizar”, explicó en ese momento.
Adelfang reflexionó sobre la importancia que las decisiones políticas en este campo (el desarrollo de energía nuclear) vayan de la mano con la orientación de los especialistas y la formación de recursos humanos.
La decisión de hacerlo o no es una decisión que se tiene que basar en los instrumentos adecuados, en métodos científicos, los modelos matemáticos y las técnicas; tiene que ser hecha con el cerebro, no puede ser hecha con la emoción, y eso lo tienen que hacer los especialistas”, dijo.
El presidente Evo Morales ha dicho en varias oportunidades que el objetivo primordial que posee el proyecto es la medicina. Afirmo que la energía nuclear será utilizada para el diagnóstico y tratamiento de cáncer y de otras enfermedades.

 “La importancia es la lucha contra el cáncer y considero que va a ser una de las primeras tareas que va a tener la Agencia Boliviana de Energía Nuclear, estamos hablando de hospitales de cuarto nivel”, aseguro el ministro de Hidrocarburos, Juan José Sosa, tras firmar un convenio con la UMSA.

Boletín 43 - Islas Canarias, continúa ampliando su parque eolico

El Boletín Oficial del Estado (BOE) publicó el pasado cinco de agosto la orden IET/1459/2014, orden que establece un cupo de 450 megavatios (MW) eólicos en Canarias para "su puesta en servicio con anterioridad al 31 de diciembre de 2016". Esa norma establece además una prima para la energía eólica en el archipiélago (como es sabido, las primas a la eólica han sido eliminadas en todo el resto del territorio nacional). Esta "reglamentación singular" -así la califica el Ministerio de Industria, Energía y Turismo (Minetur)- pretende atender "a las especificidades derivadas de su ubicación territorial" (generar electricidad con combustibles fósiles en Canarias es mucho más caro que generarla con viento). La propia orden ministerial reconoce que los costes variables de generación por unidad de energía en el archipiélago oscilan entre los 184,4 euros por megavatio hora (€/MWh) de Tenerife y los 263,2 de El Hierro.
El coste de la prima al megavatio hora eólico producido en Canarias y establecido en esa orden estará muy por debajo de esos números, pues oscilará entre los 54,77 €/MWh de La Gomera y los 103,15 de Tenerife. Las primas recogidas en esa Orden -denominadas retribución a la inversión- son las de 2014, 2015 y 2016. La incertidumbre, pues, queda en suspenso hasta 2017, cuando el Ejecutivo revisará, de cara al siguiente trienio, esos incentivos (véase sobre el particular la entrevista al director de políticas energéticas de la Asociación Empresarial Eólica, AEE, Heikki Willstedt). La instalación de los 450 MW eólicos en Canarias previstos en la mencionada orden IET supondría en todo caso -y según cálculos de la AEE- una inversión de unos 630 millones de euros (M€), la creación de aproximadamente 3.500 empleos en los años de construcción de los parques (2015-16) y entre 1.000 y 1.400 puestos de trabajo fijos en las islas.
Además, la AEE asegura que "el ahorro de costes para los consumidores eléctricos, si se instalan los 450 MW eólicos previstos, será de 112 millones de euros anuales con los precios actuales de los combustibles fósiles". O sea, que, a partir del momento en el que comiencen a operar todos los parques previstos -algo que debería suceder antes del 31 de diciembre de 2016- los consumidores canarios se ahorrarán prácticamente un millón de euros cada tres días. La Asociación estima que, "durante toda la vida útil de las instalaciones (20 años), el ahorro total sería de 2.240 millones". La pregunta es, pues, ¿por qué la eólica no ha despegado en Canarias si todo el mundo sabía que era tan barata? La corrupción -que salpicara al consejero de Industria canario, Luis Soria, hermano del ahora ministro- y el BOE son seguramente los responsables.
Según el presidente de la Asociación Eólica Canaria (Aeolican), Rafael Martell, que participó ayer en la jornada «La eólica en Canarias», coorganizada por AEE y Aeolican, las circunstancias que han frenado la eólica en Canarias "están todas en el BOE", si bien lo cierto es que algunas "circunstancias" están también pendientes de juicio diez años después de denunciado el caso, que fuera destapado en el ya remoto 2004. Lo que sucedió, grosso modo, fue lo siguiente: la Policía denunció entonces una trama dentro de la Dirección General de Industria del Gobierno canario para favorecer a determinados empresarios en el reparto de las licencias eólicas del concurso de 2004 a cambio de sobornos. Y, una vez hecho público el asunto, el Gobierno de Canarias anuló el concurso ante la sospecha de fraude y hoy está personado como acusación particular
Además, el presidente de la AEE se refirió a la contradicción que supone la normativa para los sistemas extrapeninsulares: la Orden Ministerial que incentiva las nuevas instalaciones eólicas y fotovoltaicas tiene como fin sustituir la generación convencional por generación renovable para reducir el extracoste de generación, que se ha incrementado un 38% desde el año 2009 (ese 38% lo reconoce el propio BOE, página 62572). “Pero los parques ya instalados generan los mismos beneficios de reducción de costes y se les penaliza, al aplicarles un cambio de régimen retroactivo igual que al resto de instalaciones de España”, ha dicho Tafall. En este sentido, AEE propone que los parques existentes en Canarias perciban "un incentivo a la reducción de costes de generación durante toda su vida útil, de modo que no haya discriminación con las demás tecnologías de generación".


Fuente: Energías Renovables.com 

Boletín 43 - ABB presenta los resultados del tercer trimestre


El enfoque de ABB en el crecimiento orgánico sostenible y las iniciativas estratégicas relacionadas han producido un fuerte incremento de los pedidos en todas las regiones durante el tercer trimestre. 

El total de pedidos aumentó hasta los 11.200 millones de dólares, impulsado por los grandes contratos (de más de 15 millones de dólares), incluyendo una línea eléctrica en Europa, un proyecto de automatización minera en las Américas y una planta de tratamiento de gas en África. Los pedidos base (de menos de 15 millones de dólares) subieron en todas las regiones. La continuación con éxito de la implantación de la estrategia de servicio de ABB, dio lugar a un aumento del 10 por ciento de los pedidos de servicios en el trimestre.

Ulrich Spiesshofer, CEO de ABB señala que “Nuestro plan de crecimiento orgánico rentable ha logrado crear un sólido crecimiento de los pedidos en todas las regiones. Es alentador ver cómo conseguimos nuevos grandes proyectos y cinco trimestres consecutivos de crecimiento de los pedidos base”.


En correspondencia con una menor cartera de pedidos al principio de 2014, la facturación ha sido un 6 por ciento inferior (4 por ciento en términos comparativos): 9.800 millones de dólares. El margen EBITDA operativo fue del 14,3 por ciento en el tercer trimestre, frente al 15,7 por ciento del año anterior. El margen reflejó la bajada de la facturación y el resultado de Power Systems (PS). 


Spiesshofer añadió: “En PS hemos logrado avances importantes en la ejecución de los proyectos, hemos seguido reduciendo riesgos en el portafolio, y hemos implantado un nuevo modelo de negocio en proyectos eólicos marinos. La división ha tenido un resultado nulo en el trimestre. Seguimos impulsando nuestro plan de acciones enfocado, para completar el cambio y abordar los siguientes retos a los que nos enfrentamos. En general, nuestros esfuerzos por mejorar la ejecución de los proyectos y por ahorrar costes, dan los resultados esperados”.


El beneficio neto fue de 734 millones de dólares y el beneficio por acción de 0,32 dólares. Las medidas tomadas para mejorar la gestión del capital circulante neto mejoraron el Cash Flow operativo, que aumentó un 29 por ciento en los primeros nueve meses del año. ABB puso en marcha el programa de recompra de acciones por valor de 4.000 millones de dólares que se anunció en septiembre pasado, y compró acciones por un valor aproximado de 350 millones de dólares durante este trimestre. 


Según indicó el CEO: “Estamos impulsando el crecimiento rentable con la penetración, la innovación y la expansión, con el objetivo de crecer más que la economía global. Vamos a gestionar cuidadosamente los costes y el efectivo en tanto en cuanto las perspectivas a corto plazo de la economía sean cada día más inciertas. Todo el equipo de dirección está emprendiendo acciones decisivas conforme a nuestra estrategia Next Level, que se presentó recientemente en nuestro Capital Markets Day”.



Principales cifras del tercer trimestre de 2014
T3 2014
T3 2013
Variación
En millones de dólares si no se indica otra cosa
US$
Local
Homogénea
Pedidos
11.225
9.089
24%
25%
28%
Cartera
(fin de septiembre)
27.005
27.454
-2%
4%
Facturación
9.823
10.535
-7%
-6%
-4%
Beneficio operativo
1.418
1.638
-13%
en % de facturación
14,3%
15,7%
EBITDA operativo
1.222
1.324
-8%
en % facturación operativa
12,4%
12,6%
Beneficio neto
734
835
-12%
Beneficio neto por acción ($)
0,32
0,36
Cash Flow Operativo
1.169
1.241
-6%