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DF Energy entrega la central de ciclo combinado construida en Reino Unido

EFE.- La división de energía de Duro Felguera, DF Energy, en consorcio con General Electric, ha llevado a cabo la entrega al cliente de la central de ciclo combinado de Carrington, en el Reino Unido para que inicie su actividad comercial una vez desarrollada la fase de puesta en marcha de la instalación.

Según ha informado la empresa, la central de Carrington es un ciclo combinado de 880 MW de potencia total con dos unidades, de 440MW cada una alimentadas por gas natural y tiene capacidad para suministrar energía para cubrir la demanda de un millón de hogares.

La central de ciclo combinado de Carrington ha obtenido en los últimos meses el premio de «Seguridad y Salud en Construcción», otorgado por el National Joint Council for the Engineering Construction Industry (NJC) y el galardón «Gas Project EHS Awards 2015» concedido por GE (anteriormente Alstom) al proyecto en ejecución con mejor desempeño de seguridad en todo el mundo.

El contrato fue suscrito en 2009 con Alstom Thermal Power, propiedad de la compañía irlandesa ESB, y el valor total del proyecto se elevaba a unos 640 millones de euros de los que Duro Felguera recibiría unos 230 millones para la realización de los trabajos de ingeniería y suministro de los equipos de balance de planta, obra civil, montaje electromecánico y puesta en marcha.

La agencia Moody’s prevé que la electricidad cueste entre 39 y 44 euros MWh hasta 2021

EFE.- La agencia de calificación Moody’s prevé que el precio del megavatio hora (MWh) eléctrico en el mercado ibérico, es decir, en España y Portugal, se mueva en la horquilla de los 39 a los 44 euros en los próximos cinco años, según sus estimaciones sobre el mercado energético. Este precio es inferior al último que la agencia calculó en 43 euros por MWh, debido al comportamiento estable que actualmente están teniendo los precios de la energía en la península.

En 2015 el megavatio-hora cerró en estos mercados ligeramente por encima de los 50 euros. «La disminución del 11% de los precios en el último año se explica en los limitados cambios en el mercado mayorista, un modesto crecimiento de la demanda y una perspectiva estable de los precios de las materias primas» explicó Moody’s sobre el actual contexto ibérico. «Iberdrola y Endesa serán las más afectadas por la reducción de precios ya que una parte importante de su capacidad es hidroeléctrica y nuclear», apunta.

El precio español y portugués continuará siendo superior al del mercado europeo. Para el resto de Europa, Moody’s ha previsto un precio medio de entre 20 y 24 euros el MWh en el mercado nórdico y entre 42,9 y 50,1 euros en el caso británico. Moody’s explica esta diferencia por «los impuestos energéticos españoles, la modesta interconexión con el resto del continente, la alta proporción de renovables y en el alto coste de los combustibles».

El informe de la agencia también apunta que los pagos por capacidad, que contribuyeron en los últimos cinco años a elevar un 20% el precio de la energía, se reduzcan gradualmente hasta 2021. Estos pagos por capacidad compensan a determinadas centrales por estar disponibles, fundamentalmente las térmicas de ciclo combinado, que han reducido drásticamente sus horas de funcionamiento en los últimos años. Por otra parte, la agencia destaca las reformas energéticas que desarrollaron España y Portugal y que han permitido reducir costes «aunque algunos riesgos persisten», como los derivados de la inestabilidad política en España.

Castilla-La Mancha modifica la autorización ambiental para Elcogas: no exigirá el control de emisiones durante el cese

Europa Press.- La Viceconsejería de Medio Ambiente ha modificado la resolución que otorga la autorización ambiental integrada para la central termoeléctrica de gasificación integrada en ciclo combinado de Elcogas, ubicada en el término municipal de Puertollano (Ciudad Real), en lo que se refiere al cierre, clausura y desmantelamiento de las instalaciones.

Según la resolución de modificación, que se publica este lunes en el Diario Oficial de Castilla-La Mancha (DOCM), en las condiciones de cierre se incluye que durante el cese de la actividad en la instalación previo al desmantelamiento no serán requeridas las mediciones relativas al funcionamiento normal de la misma.

Además, se eliminan las obligaciones de control de las emisiones atmosféricas, control de inmisión atmosférica, control acústico y el estudio de minimización cuatrienal de residuos peligrosos.

No obstante, durante dicha fase de parada previa al desmantelamiento se mantendrán las obligaciones de mediciones relativas a vertidos, según requerimiento del organismo de cuenca y, en particular, el control mensual de vertido de agua residual a realizar por organismo de control autorizado.

También será obligada la vigilancia del impacto sobre el suelo y las aguas subterráneas, a realizar anualmente, el control y seguimiento de los residuos producidos y la presentación de informes trimestrales y anuales de seguimiento de la instalación.

Panamá tendrá en 2018 la primera planta de ciclo combinado con gas natural de Centroamérica

EFE.- La ciudad caribeña de Colón, en el norte de Panamá, albergará la primera planta de gas natural de Centroamérica a partir de 2018, una planta generadora de electricidad «amigable» con el ambiente y que promete beneficios económicos. Es un proyecto para generar energía a base de GNL, construido por la empresa estadounidense AES en asociación con Inversiones Bahía del magnate panameño Stanley Motta, a un coste de 1.150 millones de dólares y que creará 2.000 empleos en su construcción y unos 200 en su operación.

La planta de 381 megavatios (MW) tiene previsto empezar a generar, a partir del primer trimestre de 2018, una electricidad menos contaminante que otros combustibles fósiles y también menos onerosa. La nueva central de generación utilizará la tecnología de ciclo combinado, que reutiliza el calor de los gases de escape de las turbinas de gas para obtener vapor que será usado por una turbina de vapor, que solo requerirá un tercio de agua de lo que las centrales convencionales demandan.

El gerente de AES Panamá, Miguel Bolinaga, señaló que se ha sido muy exigente al medir el impacto ambiental en el área donde se levantará. «El estudio de impacto ambiental indica cada una de las actividades que tenemos que hacer para evitar cualquier accidente con el gas; somos conscientes de las comunidades y fauna que hay a nuestro alrededor», aseveró.

El directivo dijo que los desechos que genere la planta generarán 0 partículas sólidas y un 80% menos de emisiones de CO2 al medio ambiente y destacó que tendrá un nivel de seguridad superior al que posee la cercana termoeléctrica Bahía Las Minas, en Colón. «Cualquier persona podrá verificar el consumo de combustible, así como ver todo lo que tienen que ver con el entorno ambiental cuando la planta esté lista en el 2018 mediante nuestra web», señaló el portavoz.

Bolinaga explicó que el complejo de gas representará el 17% de la matriz energética cuando comience a funcionar, y que ayudará a que se reemplace el uso de diesel y búnker, contribuyendo a un entorno saludable. La planta se levantará junto con una terminal portuaria de importación, que tendrá un tanque con capacidad de 180.000 metros cúbicos para almacenar el gas natural. Esta será suficiente para abastecer a AES Colón y otras que se construyan para el mismo combustible fósil, potenciando el desarrollo de otros usos como el gas natural vehicular, el reabastecimiento de embarcaciones que transiten a diario por la vía acuática y la exportación de excedentes a Centroamérica.

El presidente de Panamá, Juan Carlos Varela, señaló que el proyecto convertirá a su país en un centro de distribución de GNL para Centroamérica. También manifestó que al menos 2.000 trabajadores se emplearán en la construcción y unos 200 en la operación de la planta. A su vez, el presidente ejecutivo de AES Corporation, Andrés Gluski, destacó que el combustible será más económico con respecto a los demás derivados fósiles, y que el país reducirá la dependencia de la generación hidroeléctrica y el riesgo asociados a fenómenos climáticos. Recordó que AES opera desde hace 12 años una planta de gas natural en República Dominicana, que sirvió como modelo para ésta.

Actualmente la capacidad instalada de generación eléctrica del país es de alrededor de 1.770 megavatios y la demanda máxima roza los 1.400 megavatios. Se calcula que cada año aumenta la demanda de energía un 8%, por el dinamismo económico y el crecimiento de la población. AES proyecta que se reducirá el 15% el coste de la energía a partir del aporte del gas natural. El Estado implementa el Plan Energético Nacional 2015-2050 que incluye el gas natural como nueva fuente, suplementaria a la hídrica, de la que actualmente proviene el 53% de la energía que se produce en el país y los hidrocarburos como el búnker y el diesel (40%).

Iberdrola se adjudica en México una central de ciclo combinado de 850 MW

Servimedia / EFE.- Iberdrola se ha adjudicado un nuevo proyecto de generación de energía en México, la central de ciclo combinado de Noreste, que tendrá una potencia de 850 megavatios (MW) y va a requerir una inversión de unos 400 millones de dólares (356 millones de euros). Según esta adjudicación, otorgada por el Gobierno mexicano, Iberdrola será la encargada de la construcción, operación y mantenimiento de esta planta de generación, además de ser su propietaria.

El ciclo combinado de Noreste, ubicado en el estado de Nuevo León, dará suministro de energía eléctrica a 2 millones de mexicanos. La empresa tiene previsto que la central entre en funcionamiento en julio de 2018. Asimismo, Iberdrola venderá toda la energía que se produzca desde esta instalación a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) mexicana, mediante un contrato a 25 años con cargos fijos de capacidad. Este contrato con la CFE, destacó la compañía, aporta una «gran certeza» a la inversión realizada, alineando Noreste con la estrategia de crecer en actividades reguladas y predecibles.

Las obras de Noreste se iniciarán a principios del año 2016 y, junto a la construcción de la planta, se pondrán en marcha todas las instalaciones asociadas necesarias para su conexión al sistema eléctrico nacional mexicano, como son las líneas eléctricas o la subestación transformadora. La planta contará con dos turbinas gas de última generación y una de vapor del fabricante japonés Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS), y tendrá como suministrador de las calderas a la empresa estadounidense Foster Wheeler.

5.000 millones en 5 años

Iberdrola dispone en estos momentos en México de proyectos de generación de energía que suman más de 1.000 millones de dólares (unos 900 millones de euros) de inversión, una de las apuestas internacionales más importantes realizadas por la compañía en su historia. En concreto, construye dos nuevas plantas de ciclo combinado (Baja California III y Dulces Nombres V), tres cogeneraciones (Ramos Arizpe, San Juan del Río y Altamira) y los parques eólicos de Pier 2, en el Estado de Puebla, y Dos Arbolitos, en Oaxaca.

La compañía presidida por Ignacio Sánchez Galán está presente en México desde hace más de 15 años, en los que ha ido incrementando sus inversiones y sus actividades hasta consolidarse como el mayor productor de electricidad privado del país. Actualmente dispone en el país de una capacidad instalada de 5.000 MW en centrales de ciclo combinado y 230 MW en parques eólicos, cuya producción es capaz de dar servicio a una población de alrededor de 20 millones de mexicanos. La compañía prevé invertir hasta 5.000 millones de dólares (4.484 millones de euros) en el país durante los próximos cinco años.

Iberdrola mantendrá abierto el ciclo combinado de Castellón que había pedido cerrar

EFE.- Iberdrola ha decidido mantener abierto el grupo 3 de la central de ciclo combinado de Castellón de la Plana, de 800 megavatios (MW) de potencia instalada, para el que había solicitado un permiso de cierre que fue concedido por el Gobierno el pasado abril. Según fuentes de la eléctrica, la compañía tomó la decisión ante el incremento de la demanda eléctrica y del grado de utilización de las plantas de ciclo combinado tanto en el territorio nacional como en la Comunidad Valenciana, así como por las mejores perspectivas.

Siemens vende 18 turbinas de gas en Tailandia

Servimedia.- Siemens ha firmado un contrato para la entrega de 18 turbinas de gas industriales modelo SGT-800 a Tailandia y la asistencia técnica en la instalación de las unidades. La empresa se encargará también del servicio de mantenimiento a largo plazo de las 18 turbinas, de las que 6 tienen una capacidad de 53 megavatios (MW) cada una, mientras que la capacidad de las 12 unidades restantes es de 50,5 MW cada una.

Las unidades se instalarán en 9 plantas de electricidad de cogeneración de ciclo combinado con una capacidad eléctrica total instalada de 1.100 MW. El cliente es TEC Project Services Corporation (TPS), filial de la japonesa Toyo Engineering Corporation (TEC), que construirá las plantas de electricidad industriales para la empresa tailandesa Gulf. Tailandia es el mayor mercado de Siemens para este modelo de turbina de gas, con 70 unidades SGT-800 vendidas hasta la fecha, de las que 20 se encuentran en operación comercial, con una cuota de mercado del 65% desde 2010. A junio de 2015, se han vendido 270 turbinas de gas modelo SGT-800 en todo el mundo, y la flota acumula más de 3 millones de horas de funcionamiento.

El Ministerio de Industria autoriza el cierre de Elcogas en Puertollano

EFE.- El Ministerio de Industria ha autorizado el cierre de la central termoeléctrica de Elcogas en Puertollano (Ciudad Real) que había solicitado la empresa, según explica la compañía, que confirmó la recepción de un escrito de la Dirección General de Política Energética y Minas en el que explica que el cierre «cuenta con los informes favorables de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, del Operador del Sistema y del Área de Industria y Energía de la Subdelegación del Gobierno en Ciudad Real».

Elcogas convocará «de forma extraordinaria e inmediata» a su consejo de administración para «analizar el estado de la compañía y las posibles actuaciones a programar en la nueva situación administrativa de la central». La empresa recuerda que Elcogas «acumula unas pérdidas de unos 190 millones de euros, y las previsiones para este ejercicio ascienden a 25 millones más». No obstante, ha insistido en que durante este año la planta de Puertollano «se ha mantenido en operación, renovando mensualmente a las empresas auxiliares externas y los suministros de materias primas necesarias».

La empresa también subrayó que, durante el periodo de tramitación del expediente de cierre, Elcogas y el Ministerio de Industria han analizado «posibles medidas que permitieran asegurar la viabilidad económica de la central a largo plazo, sobre la base de la singularidad tecnológica y medioambiental de la instalación». Pero la empresa reconoce que esas conversaciones «no han llegado a conclusiones positivas» y sigue adelante con su decisión del 1 de julio de 2014 cuando Elcogas presentó oficialmente la documentación para proceder al cierre y la liquidación de su Central Termoeléctrica de Gasificación Integrada en Ciclo Combinado debido a la «inviabilidad económica» de la compañía «en el actual marco regulatorio y en el actual mercado eléctrico».

Tras meses de protestas de los trabajadores, el Ministerio ofreció a la empresa paralizar el cierre y esperar a la aprobación de cambios regulatorios. Según argumentó la empresa, ese cambio normativo podría garantizar la viabilidad de la planta de Puertollano, en la que trabajan unas 300 personas, 133 de plantilla. En enero, en una reunión extraordinaria de su consejo de administración, Elcogas acordó suspender temporalmente el cierre al confirmar «informaciones que apuntan a la posibilidad de cambios regulatorios acerca de la retribución al uso de carbón nacional en plantas de generación eléctrica». Sin embargo, la historia no ha terminado bien.

La demanda de gas natural para generar electricidad batirá en julio su récord mensual desde 2012

Redacción / Agencias.- La demanda de gas natural para la generación de electricidad rondará en julio los 7.900 gigavatios hora (GWh), la cifra más alta desde febrero de 2012, impulsada por la ola de calor, según los datos avanzados por Enagás, gestor técnico del sistema gasista. Precisamente el 21 de julio el consumo de gas para generación eléctrica alcanzó los 387 GWh, su máximo diario desde 2012.

Estas cifras de consumo han estado motivadas por las altas temperaturas de este mes, que han dado lugar a un «incremento significativo» de la demanda eléctrica, por el mayor uso de los aparatos de aire acondicionado, así como a una menor generación eólica, lo que llevó a utilizar más las centrales de ciclo combinado, que usan gas natural como combustible. El mes de julio ha sido uno de los más calurosos en España desde que se tienen datos, con una ola de calor que comenzó a finales de junio y se extendió durante tres semanas.

Las olas de calor disparan un 13,3% el consumo eléctrico e impulsan la producción de los ciclos combinados de gas

Redacción / Agencias.- Las sucesivas olas de calor registradas en las últimas semanas han disparado un 13,3% el consumo eléctrico en España en los 14 primeros días de julio, en comparación con el mismo periodo de 2014. Este crecimiento de la demanda ha reactivado la actividad de producción eléctrica en los ciclos combinados de gas, según destacó la Asociación Española del Gas (Sedigas).

Desde el 1 de julio los consumidores de electricidad demandaron 10.366 gigavatios hora (GWh), un 13,2% más que hace un año según datos de Red Eléctrica. Efectivamente, este incremento del consumo impulsó la producción de las centrales térmicas de carbón, que aumentaron su generación en un 23,2%, como especialmente en los ciclos combinados, que produjeron un 96,6% más. Así, la demanda de gas para generación eléctrica casi se duplica en lo que va de julio, puesto que se incrementó en un 93,6%, lo que supuesto un repunte del consumo global de gas del 11,8% en los 13 primeros días de julio, según datos de Enagás.

De hecho, el pasado 7 de julio se alcanzó el mayor nivel de demanda eléctrica punta veraniega de los últimos cuatro años, con 40.105 megavatios, y el récord diario de gas demandado para la producción eléctrica en los últimos dos años, con 329 gigavatios hora (GWh). España sufre desde hace semanas sucesivas olas de calor que se prolongarán al menos hasta el jueves. La pasada semana, los fabricantes de pequeños electrodomésticos ya avanzaron que se habían disparado las ventas de ventiladores y aires acondicionados, con riesgo incluso de posible desabastecimiento.

Sedigas destaca a los ciclos

Desde la patronal Sedigas quisieron asimismo subrayar que los ciclos combinados de gas han reactivado su funcionamiento a causa de la ola de calor que se está registrando en España durante el mes de julio. Según indican, volviendo a datos del 7 de julio, el índice de generación eléctrica a gas de ese día récord de los últimos dos años fue del 18,2% del mix de generación eléctrica, con una producción de 154 gigavatios/hora (GWh).

En este caso, los ciclos combinados de gas ocuparon el segundo lugar en generación eléctrica, por detrás de la producción eléctrica térmica del carbón y por delante de la nuclear y la eólica, según datos de Red Eléctrica. La patronal gasista recuerda que la generación eólica baja en momentos anticiclónicos: el 7 de julio supuso un 10,1% en el mix de generación frente al 21,4% de media que marca en 2015. «Cabe destacar el papel que desempeñan los ciclos combinados como complemento de las renovables, en momentos de bajo funcionamiento de estas energías», resalta Sedigás.

Así, la patronal gasista destaca que las características técnicas de los ciclos combinados les permiten entrar en operación de manera casi inmediata ante cualquier interrupción de las energías renovables. «Además, sus características tanto ambientales como económicas, la convierten en la tecnología tradicional más eficiente», resalta. Esta ola de calor en la Península Ibérica ya es la segunda más duradera de los últimos 40 años. Según la agencia de meteorología, se prevé que la ola de calor dure hasta este jueves, «periodo durante el cual los ciclos combinados continuarán teniendo un papel preponderante en el mix de generación eléctrica», vaticina Sedigás.