Las petroleras argentina YPF y noruega Statoil acuerdan cooperar para mejorar la exploración de yacimientos de petróleo en el mar

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EFE.- La petrolera argentina YPF y la noruega Statoil firmaron un acuerdo de cooperación en Oslo para estudiar la exploración de petróleo en Argentina mediante la modalidad offshore, es decir, el que puede hallarse mar adentro, según indicaron fuentes empresariales. El acuerdo permitirá a la compañía noruega realizar estudios en un área de interés mutuo, que cubre principalmente el talud continental del offshore argentino, explicó YPF.

Este área se extiende sobre unos 360.000 kilómetros cuadrados, próxima a Uruguay, en donde las profundidades del agua varían entre los 500 y 3.500 metros. «Es una zona de frontera, es decir de alto potencial y riesgo, donde ambas compañías consideran que pueden existir varios prospectos hidrocarburíferos a ser investigados», añadieron. Para YPF y Statoil el acceso a nueva información será «fundamental» para mejorar el conocimiento del potencial del área, y el acuerdo prevé el estudio de nueva sísmica 2D a ser adquirida en un área de interés en común.

Este tipo de sísmica es una práctica habitual en la industria de los hidrocarburos que consiste en el envío y recepción de ondas sonoras desde una embarcación equipada con tecnología para tal fin, mientras que en una segunda etapa, se procede al procesamiento, análisis e interpretación de la información obtenida. YPF remarca que ha realizado un estudio integral del offshore del Atlántico Sur, «que cubre todas las cuencas e incluye el potencial en aguas profundas».

La petrolera portuguesa Galp gana 99 millones de euros hasta septiembre, un 15% menos

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Europa Press / EFE.– La petrolera portuguesa Galp obtuvo un beneficio neto de 99 millones de euros, de acuerdo a los criterios internacionales de contabilidad, en los nueve primeros meses del año, un 15% menos que la cifra obtenida en el mismo periodo del año anterior, según comunicó la compañía. En términos ajustados, el beneficio neto contabilizado por Galp en estos primeros meses de 2016 fue de 361 millones de euros, un 26% por debajo de dicho periodo del 2015.

La cifra de negocio de la firma, una de las principales empresas de Portugal, alcanzó los 9.595 millones de euros entre los meses de enero y septiembre, un 21% menos, como consecuencia de una reducción en los márgenes de refino internacionales (diferencia entre el valor del crudo y los ingresos generados por su venta en forma de productos como la gasolina o el gasóleo) que, en el caso del Galp, pasaron desde los 6,6 dólares en los primeros nueve meses de 2015, hasta los 4 dólares actuales. La compañía atribuyó también este descenso «principalmente a la caída de las cotizaciones del petróleo, del gas natural y de los productos petrolíferos».

Aumenta su producción en Brasil

Asimismo, la producción total del petróleo y del gas natural aumentó un 62%, hasta alcanzar los 74.000 barriles de petróleo por día. A esta subida contribuyó especialmente la producción de petróleo de Brasil, que representó un 87% del total de la producción. Por el contrario, disminuyeron las ventas de gas natural, hasta los 5.203 millones de metros cúbicos, un 13% menos respecto al mismo período de 2015, «reflejo de las menores oportunidades en el mercado internacional», según indicó la compañía.

Con todo, el Ebitda (resultado bruto de explotación) se contrajo un 17%, hasta los 1.015 millones de euros, frente a los 1.229 millones de euros obtenidos en el mismo período de 2015. Además, Galp realizó inversiones por valor de 874 millones de euros en los tres primeros trimestres, un 3% más, de los que el 88% se asignaron a proyectos de exploración y producción, principalmente en Brasil. La deuda líquida se situó en los 1.631 millones de euros. En el tercer trimestre del año, Galp contabilizó un beneficio neto de 91 millones de euros, un 97% más que en 2015, mientras que los ingresos de este periodo cayeron un 10%, hasta 3.499 millones de euros.

Fotowatio se adjudica 300 MW solares en una subasta de energía en México

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EFE.- Fotowatio Renewable Ventures (FRV) se adjudicó 300 megavatios (MW) en la segunda subasta eléctrica realizada por el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) de México. En el marco de la subasta, el precio por megavatio hora se ha fijado en 24,7 euros, según comunicó la compañía.

Fotowatio, dedicada al desarrollo de plantas solares fotovoltaicas, tiene previsto iniciar la construcción de una planta para que entre en servicio a mediados de 2019. La nueva planta prevé abastecer de energía limpia a 76.100 hogares, lo que supondrá una reducción de 97,7 millones de toneladas en las emisiones de gases de efecto invernadero, según calcula la empresa. Este contrato se incluye dentro del plan energético que actualmente está desarrollando el Gobierno de México, que tiene como objetivo que para 2024 el 35% de la electricidad proceda de fuentes renovables. Para lograrlo, se construirán más de 15.000 MW en renovables.

El director ejecutivo, Rafael Benjumea, no descarta que FRV siga participando en futuras subastas en el país. Además, la adjudicación de México se suma a la red de proyectos que la eléctrica tiene puestos en marcha en Latinoamérica desde el año 2013, entre ellos la construcción de la planta La Jacinta en Uruguay, «uno de los proyectos más grandes de América Latina». FRV es un operador eléctrico global con una cartera de 4,5 gigavatios (GW) de proyectos en mercados solares emergentes, incluyendo América Latina, Australia, India, Oriente Medio y África.

La gasista rusa Gazprom enviará «pronto» una propuesta a la Comisión Europea dentro de su investigación antimonopolio

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EFE.– La empresa rusa Gazprom enviará «pronto» una propuesta de compromisos a la Comisión Europea para resolver la investigación antimonopolio que Bruselas abrió al gigante gasístico por abuso de posición dominante, según su vicepresidente, Alexander Medvédev, que se reunión con la comisaria de Competencia, Marghette Vestager, para discutir sobre el curso de las pesquisas iniciadas en 2015. El empresario ruso afirmó tras el encuentro que las negociaciones están siendo «constructivas» y que «todas las partes han expresado su voluntad de encontrar una solución aceptable».

La comisaria europea, sin embargo, se mostró menos optimista. «Hemos hecho progresos pero todavía hay bastante trabajo por delante», matizó Vestager, quien añadió que «todas las opciones siguen sobre la mesa aún». La titular de Competencia señaló que para que las medidas propuestas por Gazprom aborden las preocupaciones de la Comisión y sean efectivas «tendrán que asegurar el libre flujo de gas en el este y centro de Europa a precios competitivos». «Gazprom es bienvenido si quiere vender su gas en Europa, pero tiene que hacerlo siguiendo las reglas de la Unión Europea», apuntilló Vestager.

Una vez la compañía presente su propuesta, la Comisión Europea la analizará y la someterá a una consulta con consumidores y otros actores del sector. Si Bruselas concluye que los compromisos son adecuados hará que estos sean legalmente vinculantes para Gazprom, de forma que si la compañía no respeta las medidas acordadas podría ser sancionada con una multa de hasta el 10% de sus beneficios globales, explicó la Comisión Europea.

En 2015 la Comisión Europea acusó al consorcio ruso de incumplir la legislación comunitaria al «buscar una estrategia global» para dividir los mercados de gas de Europa Central y del Este. Según señaló entonces, Gazprom redujo la capacidad de sus clientes de revender el gas a otros países, lo que podría haber permitido a la empresa rusa cobrar «precios injustos en ciertos Estados miembros«. Estos puntos son los que Gazprom deberá abordar en su propuesta.

El caso afecta a ocho países comunitarios (Estonia, Letonia, Lituania, Polonia, República Checa, Eslovaquia, Hungría y Bulgaria), en cuyos mercados gasísticos Gazprom goza de una posición dominante. En cinco Estados miembros (Estonia, Letonia, Lituania, Polonia y Bulgaria) Gazprom pide «precios diferentes dado que en esos contratos el precio del gas está ligado al del petróleo», según indicó la Comisión Europea.

Gamesa firma con Atria Power su mayor contrato en energía solar en la India

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EFE / Servimedia.– Gamesa firmó un acuerdo con el promotor indio Atria Power para la construcción llave en mano de 130 megavatios (MW) solares en dos proyectos ubicados en las regiones de Karnataka y Andhra Pradesh, al sur de India. Se trata del mayor pedido solar de Gamesa en India desde que la empresa española entró en ese país el año pasado, según explicó.

Según el acuerdo, Gamesa desarrollará llave en mano (EPC) dos plantas solares de 90 MW y 40 MW. Además, también se encargará de la ingeniería y el diseño de las plantas y del suministro de 96 inversores fotovoltaicos E1.37MW, (equipos que convierten la corriente continua en corriente alterna), fabricados por Gamesa Electric. Asimismo se encargará de las tareas de operación y mantenimiento. La puesta en marcha de los proyectos está prevista para marzo de 2017.

Repsol amplía hasta 2046 el contrato para operar su mayor proyecto en Bolivia e invertirá 460 millones de euros

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EFE / Servimedia.- La petrolera Repsol firmó con el Gobierno de Evo Morales la ampliación de su contrato para operar hasta 2046 el bloque Caipipendi, su mayor proyecto en Bolivia, con una inversión inicial de 500 millones de dólares hasta 2021. La firma del documento se concretó en un acto al que asistieron el mandatario boliviano, Evo Morales, y el presidente de Repsol, Antonio Brufau, además de ministros, autoridades locales y representantes de Shell y Pan American Energy (PAE), socias de Repsol en Caipipendi.

Firmaron el acuerdo el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, y los representantes de Repsol Bolivia, Diego Díaz; de Shell Bolivia Corporación, Orlando Vaca, y de PAE, Gerónimo Valenti. En su discurso, Brufau destacó el éxito que han tenido Repsol y sus socios en el desarrollo del campo Margarita-Huacaya y además en las exploraciones efectuadas en el norte y sur de Caipipendi, que permitieron detectar dos prospectos en las zonas Boyui y Boicobo Sur que son «enormemente» prometedoras. Estos hallazgos son el «aval» que se requería para solicitar la ampliación del contrato en Caipipendi y justificarán la inversión de 500 millones de dólares que se harán en la exploración de nuevas áreas hasta 2021, indicó.

La inversión se destinará a confirmar la presencia de gas en prospectos exploratorios que se identificaron en la zona y acelerar su producción en caso de éxito, indicó Repsol. «Este es nuestro compromiso y este es el aval que YPFB y el Gobierno boliviano tienen para extender la concesión hasta en el mejor de los casos el 2046», sostuvo Brufau, que reivindicó ante Morales que Repsol sigue haciendo camino para que «Bolivia continúe por la senda del crecimiento». La ampliación de la concesión para Repsol, que aún debe ser aprobada en el Legislativo, es de 15 años a partir de 2031, cuando debía fenecer el contrato original firmado con YPFB.

El presidente Morales destacó la alianza con la firma española y expresó su deseo de que con el avance de las nuevas operaciones en Boyui y Boicobo Sur, las inversiones lleguen a alrededor de 1.000 millones de dólares. Achá precisó que Bolivia espera en efecto inversiones globales por 980 millones de dólares en exploraciones y desarrollo de las nuevas áreas como una condición para la ampliación de las concesiones a Repsol en Caipipendi. En Caipipendi se encuentra el campo Margarita-Huacaya donde se produce el gas natural que Bolivia exporta a Brasil y a Argentina. El bloque Caipipendi está participado por Repsol con un 37,5% de las acciones, la multinacional Shell con un porcentaje similar y la anglo-argentina PAE, con 25%.

En caso de éxito exploratorio, será posible sumar a corto plazo este gas a la oferta del país a través de su procesamiento en instalaciones ya existentes que cuentan con capacidad disponible. El potencial en Boyuy y Boicobo Sur fue identificado tras la interpretación de los datos proporcionados por la sísmica 2D y 3D, realizada entre 2013 y 2015. El trabajo posterior de los técnicos de Repsol permitió establecer que pueden existir importantes recursos en esas áreas, que podrían alcanzar 3 Tcf billones de pies cúbicos, equivalente a casi la cuarta parte de los 11 billones que Bolivia tiene certificadas.

Achá calculó que el potencial de producción de las nuevas áreas es de 8,6 millones de metros cúbicos de gas por día, lo que permitiría una renta para el Estado de 17.800 millones de dólares. Las inversiones realizadas y programadas hasta ahora por el consorcio en esa área rondan los 1.500 millones de dólares. Las autoridades bolivianas destacaron la importancia del anuncio de nuevas inversiones de Repsol porque se hace en un contexto de precios bajos de los hidrocarburos donde las inversiones en exploración en el mundo se redujeron bastante.

Repsol cuenta en Bolivia con derechos mineros sobre un total de 32 bloques, 7 de exploración y 25 de desarrollo y producción. En 2015, la producción neta total alcanzó los 15,3 millones de barriles equivalentes de petróleo y se concentró fundamentalmente en el campo Margarita-Huacaya, cuya producción actual equivale a más de la mitad del consumo de gas de España.

La eléctrica finlandesa Fortum obtuvo 357 millones de euros de beneficio hasta septiembre, un 91% menos

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EFE.- La compañía eléctrica finlandesa Fortum redujo su beneficio neto un 91% en los nueve primeros meses del año respecto al mismo periodo de 2015, hasta los 357 millones de euros, según indicó la empresa. La fuerte caída de la rentabilidad se debió principalmente a que Fortum, una de las mayores eléctricas del norte de Europa, vendió en 2015 su red eléctrica en Suecia, operación que generó unos ingresos extraordinarios de 6.400 millones de euros.

Con esta transacción Fortum culminó la desinversión de todos sus negocios de distribución eléctrica en los países nórdicos, tras la venta de sus redes en Finlandia y Noruega en 2013 y 2014, para concentrarse en la producción de energía. Así, entre enero y septiembre, Fortum obtuvo un beneficio operativo de 430 millones de euros, un 89% menos que en el mismo periodo del 2015, aunque su ganancia operativa comparable (excluyendo ingresos y gastos extraordinarios) disminuyó en menor medida, un 33%, hasta 455 millones de euros. El beneficio bruto de explotación (ebitda) comparable alcanzó los 717 millones de euros, un 24,5% menos que en el 2015.

No obstante, si se contabilizan sólo los negocios restantes tras la venta de la red sueca, Fortum obtuvo un beneficio neto de 357 millones de euros, frente a los 246 millones de pérdidas generadas en 2015. Comparando sólo sus operaciones actuales, la facturación de la eléctrica finlandesa apenas se redujo dos décimas y alcanzó los 2.489 millones de euros. La producción total de energía de Fortum alcanzó los 54,7 teravatios hora (TWh), un 2,1% menos, aunque logró compensar esta caída gracias al aumento del precio medio de la electricidad en el mercado nórdico, que alcanzó los 24,4 euros por megavatio hora (MWh), un 17,8% más.

La OPEP y Rusia cooperarán para estabilizar los mercados aunque el Kremlin insiste en que hay que acelerar el reequilibrio

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EFE / Europa Press.- El ministro de Energía de Rusia, Alexander Novak, aseguró que es necesario darse prisa en reequilibrar el mercado y afirmó que cuanto antes se reduzca la oferta antes bajará el exceso de petróleo en los inventarios. En este sentido, Rusia y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) reiteraron que están comprometidos y dispuestos a cooperar para asegurar «mercados estables y predecibles» tras reunirse Novak y el secretario general de la OPEP, Mohammad Barkindo.

El encuentro llega cuando los 14 países de la OPEP y otros productores ajenos al grupo intensifican los contactos para concretar una posible congelación de la producción, que se refrendaría en una reunión ministerial de la OPEP el próximo 30 de noviembre. «Ambos estamos comprometidos con mercados estables y predecibles: por la continuidad de la buena salud de la industria y las inversiones, en beneficio de los productores y consumidores, y por el bien de la economía mundial», declaró Barkindo.

Un millón menos de barriles

En la reunión del 30 de noviembre se pretende refrendar un preacuerdo alcanzado por la OPEP en Argelia en septiembre y que prevé limitar su producción a una horquilla de entre 32,5 y 33 millones de barriles diarios (mb/d) de crudo, alrededor de 1 mb/d menos que el nivel actual. Rusia es actualmente el primer productor mundial de petróleo, con alrededor de 11 mb/d, por delante de Arabia Saudí, el país con más peso de la OPEP. Precisamente Novak llegó a Viena después de visitar Arabia Saudí, donde se reunió con el ministro de Petróleo, Jaled al Faleh, y apoyó los esfuerzos de la OPEP para estabilizar el mercado, aunque no quiso revelar cifras concretas sobre un tope de producción.

Al acuerdo prevén sumarse productores externos a la OPEP, como Omán, Rusia, Kazajistán y Azerbaiyán. Novak volvió a reiterar la disposición de Rusia a cooperar en un tope conjunto de producción, lo que, dijo, «ayudaría a reducir la volatilidad y hacer más estable el mercado» mientras que el secretario general de la OPEP indicó que el mercado se está reequilibrando y que la decisión tomada por el grupo en Argelia había ayudado a detener «un mayor deterioro de los precios y a reducir la volatilidad». No obstante, el ministro de Petróleo de Irak, Jabar Ali al-Luaibi, señaló que el país, el segundo mayor productor de petróleo de la OPEP, quiere mantenerse al margen del recorte de la producción de crudo.

Rusia quiere cambios más rápidos

«Hay un cierto nivel de sobreoferta en el mercado. Probablemente en invierno vamos a ver un considerable exceso del suministro sobre la demanda. Por eso hay una necesidad grande y urgente de acelerar el reequilibrio», afirmó Novak. «Cuánto más rápida sea la reducción de los stocks, más rápidamente el mercado se reequilibrará a sí mismo», señaló el ministro ruso tras recordar que los inventarios siguen en sus niveles más altos de los últimos 5 años.

Ni el ministro ruso ni Barkindo quisieron concretar si el encuentro sirvió para acercar posturas sobre los planes de que todos los grandes productores se unan en una estrategia de recorte o congelación de la producción para reducir la sobreoferta. Novak no ve necesidad de discutir ahora cifras concretas sobre cuál debería ser la producción conjunta para reducir ese exceso de crudo en el mercado, que lleva dos años presionando los precios a la baja.

Novak afirmó que «la situación y las circunstancias cambian rápidamente» y que hay «distintos escenarios». Sobre si se podrá llegar a ese acuerdo antes de final de año, el ministro ruso recordó que es la OPEP la que ha marcado hasta ahora el calendario. De momento la próxima cita es este viernes y sábado, cuando los grandes productores acudirán a la sede de la OPEP para seguir negociando este tema.

En lo que va de año, el barril de Brent acumula una revalorización del 35,4% y cotiza un 86% por encima de su precio a mediados de enero, cuando llegó a cotizar ligeramente por encima de los 27 dólares el barril. Por su parte, el precio del Texas, de referencia en Estados Unidos, se sitúa en 49,62 dólares, significativamente por encima de los 37,04 dólares con los que despidió 2015.

Maduro finaliza gira en Qatar

Por su parte, el presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, finalizó en Qatar una gira que le ha llevado por Irán, Azerbaiyán y Arabia Saudí con el objetivo de alcanzar un acuerdo que permita impulsar el precio del petróleo. Durante su visita, el mandatario venezolano se reunió con el emir del país, el jeque Tamin bin Jamad Al Thani, para revisar las relaciones bilaterales entre ambos países, así como para concretar una agenda que permita estabilizar el precio de los hidrocarburos. El país arábigo ostenta la presidencia rotatoria de la OPEP este año y se integró en la organización en 1961.

Según señaló el ministro de Petróleo venezolano, Eulogio del Pino, Arabia Saudí se suma a la propuesta de Nicolás Maduro. «Arabia Saudí apoyó la propuesta de Venezuela para lograr un consenso que permita la estabilidad del mercado», indicó. Junto al reino saudí, los demás países por los que el presidente venezolano estuvo de gira, Azerbaiyán e Irán, ratificaron, según fuentes del Gobierno de Caracas, su respaldo a la iniciativa venezolana de un acuerdo que permita la recuperación de los precios.

Petrobras pacta con los acreedores que la demandaron por la corrupción y asegura que está en «fase de recuperación»

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EFE.- El presidente de Petrobras, Pedro Parente, aseveró que la empresa estatal está «en fase de recuperación» gracias a su plan de ajuste y después de llegar a un acuerdo con los fondos que se querellaron contra la petrolera brasileña por los perjuicios que les causó la corrupción. «Los problemas financieros y administrativos se están superando poco a poco», apuntó Parente, que admitió, sin embargo, que «la fase más difícil» de su plan para reestructurar Petrobras «comienza ahora», con los nuevos proyectos.

Petrobras alcanzó un acuerdo con 4 fondos de inversión para la retirada de las demandas presentadas en un tribunal de Nueva York para pedir indemnizaciones por las pérdidas que les causó el gigantesco escándalo de corrupción que tiene a la petrolera en su eje. El acuerdo, valorado en 353 millones de dólares, fue alcanzado con PIMCO, el mayor acreedor de Petrobras; Dodge & Cox, su mayor accionista privado, además de los fondos Janus Overseas y Al Shams, según comunicó la petrolera brasileña. La Corte Federal de Nueva York tramita otras 23 denuncias individuales y una acción colectiva contra Petrobras por los daños causados por la corrupción a los inversores, indicaron.

Además, Petrobras anunció la firma de un acuerdo con la francesa Total para colaborar en la exploración y producción de crudo y en los sectores de gas y energía eléctrica. La brasileña ofrecerá a su nueva socia la posibilidad de colaborar en proyectos petroleros en Brasil y Total responderá del mismo modo en sus operaciones en otros países. El nuevo plan de negocios de la compañía, presentado el pasado septiembre, prevé una reducción de inversiones del 25% y la venta de 19.500 millones de dólares en activos, una serie de medidas para reducir el endeudamiento de la compañía, que se disparó por la crisis generada por la caída del crudo.

«Símbolo del desajuste» en Brasil

Por su parte, según el Gobierno, la petrolera Petrobras, tras ser el «símbolo de algo que estaba totalmente desajustado» en Brasil, comenzó un proceso de recuperación que hizo elevar su valor de mercado un 137% este año. Este balance de Petrobras fue anunciado por el presidente de Brasil, Michel Temer, y el presidente Pedro Parente, que coincidieron en que el duro proceso de ajuste iniciado por Petrobras en mayo, que incluyó una significativa reducción de las inversiones, venta de activos, recorte de gastos y despido de miles de empleados, comienza a reflejarse en las cuentas. Parente llegó a la presidencia después de que Temer sustituyera a la destituida presidenta Dilma Rousseff y desde entonces impulsa una profunda reestructuración de Petrobras.

La petrolera sufrió en 2015 pérdidas récord por 10.886,2 millones de dólares como consecuencia de su grave crisis, provocada por la caída de los precios del crudo, la bajada de las ventas de combustibles en Brasil, la subida de su deuda a niveles récords y por el gigantesco escándalo de corrupción del que es protagonista. Petrobras reconoció oficialmente hasta ahora un agujero de unos 2.000 millones de dólares desviados por la red corrupta destapada en 2014 y que ha salpicado a decenas de políticos, dueños de grandes constructoras y algunos exaltos cargos de la estatal.

Temer aseguró que Petrobras es una de las empresas «más ajustadas» de Brasil tras haber sido «símbolo de algo que estaba totalmente desajustado«, lo que se refleja en su propio valor de mercado, es decir en la evaluación de los inversores. «Petrobras tenía a comienzos del año un valor de mercado de 31.562,5 millones de dólares, que actualmente llega a 75.000 millones de dólares, un aumento del 137%», destacó el jefe de Estado brasileño. De acuerdo con el Ejecutivo, la recuperación también permitió que el tipo promedio de intereses que el mercado cobra para ofrecer préstamos a Petrobras cayera desde un 15% a comienzos del año a un 6% actualmente.

Temer agregó que la recuperación de Petrobras aún depende de que el Congreso concluya la aprobación de un proyecto de ley que pone fin al monopolio de la estatal para explotar las mayores reservas del país. Las nuevas normas prevén poner fin al régimen que garantiza a Petrobras ser la operadora única en la explotación de los yacimientos de la zona geológica del presal, unas reservas gigantes descubiertas en aguas profundas del Atlántico. La propia Petrobras defendía el cambio de régimen porque, por su crisis, tuvo que reducir inversiones de forma drástica y no podía cumplir la obligación de ser operador en todos los proyectos.

«Cuando desahogamos a Petrobras y no le exigimos que participe en todos los proyectos, atraemos a la iniciativa privada para que pueda hacer las inversiones necesarias y generar empleos», señaló Temer. «Con asociaciones con esas empresa podremos hacer inversiones por 95.000 millones de dólares en los próximos cinco años, de los cuales 20.000 millones serán de posibles socios», apuntó Parente El ministro de Minas y Energía, Fernando Coelho Filho, aseguró que las nuevas reglas para el sector serán divulgadas este año para que una primera subasta de concesiones a empresas privadas pueda realizarse en 2017.

Gamesa suministrará 38 aerogeneradores para dos parques eólicos en China que suman un total de 95 megavatios

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EFE / Servimedia.- Gamesa suministrará 38 turbinas para aerogeneradores al promotor estatal chino Zhongmin para dos parques eólicos en el país, con una capacidad de suministro de 95 megavatios (MW), según comunicó la compañía española, que indicó que éste es el primer contrato que firma con Zhongmin, «uno de los promotores eólicos más importantes» de China.

Con esta operación, Gamesa introduce su nuevo modelo de turbina G114-2.5 MW en China. La compañía instalará 19 aerogeneradores en el parque de Matoushan y otro 19 en el de Wangmushan, ambos ubicados en la provincia de Fujian. Gamesa tiene previsto suministrar las turbinas en el segundo trimestre de 2017, para que ambos proyectos estén concluidos en el primer trimestre de 2018. Todos los aerogeneradores están «especialmente diseñados para resistir las extremas condiciones de viento de la zona costera, frecuentemente afectadas por tifones», explicaron. Gamesa fue el fabricante extranjero que más megavatios instaló en China en 2015, país donde ya tiene cerca de 4.200 MW.