Energia:El Primer Portal Energético de Latinoamerica

El Osinergmin, regulador del sector energético, inició la fijación de las nuevas tarifas eléctricas con la aprobación de los precios en barra (los que se dan a los distribuidores de energía eléctrica), primer componente del esquema tarifario de la electricidad.

La norma aprobada determina incrementos de entre 4,2% y 6,8% para los clientes residenciales; y de entre 4,3% y 7,6% para los industriales y comerciales. El proceso de revisión de la tarifa final culminará a fines de abril, cuando se determinen los precios por usar en las licitaciones y los factores de balance de potencia y de energía, entre otros elementos usados para el cálculo del precio final de la electricidad.

CÁLCULOS E IMPLICANCIAS
Considerando las cifras aprobadas ayer, la Sociedad Nacional de Industrias (SNI) estimó que el incremento promedio de tarifas podría llegar a 7,8%.

César Gutiérrez, especialista en temas eléctricos de la SNI, explicó que si bien ya se estimaba que las tarifas subirían por el mayor uso de diésel para la generación, la norma aprobada implicaría que los procesos de compra de energía de las distribuidoras, mediante subastas públicas, serían declarados desiertos. Ello debido a que los precios tope de estas subastas no serían atractivos para las generadoras.

Daniel Cámac, viceministro de Energía, sostuvo que los precios finales de la energía deben reflejar los costos de producción del sector. Señaló, además, que las tarifas máximas establecidas en la norma son menores a las aprobadas el año pasado. Por su parte, Gonzalo La Rosa, analista de inversiones del BCP, precisó que el incremento de tarifas eléctricas mejorará la rentabilidad de las generadoras.

INVERSIONES
La Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía informó que el sector eléctrico acumuló inversiones por US$3.000 millones entre el 2004 y el 2008, que incrementaron la capacidad de generación eléctrica peruana en más de 1.014 MW. Este año se estima que las inversiones eléctricas superarán los US$1.000 millones, por lo que la capacidad de generación se incrementará en 1.300 MW.

PRECISIONES
1. Osinergmin considera que la norma busca asegurar el abastecimiento de energía.

2. El incremento de los precios en barra no necesariamente se traducirá en un alza de tarifas finales de energía.

3. Otro elemento usado para el cálculo final de las tarifas eléctricas es el Fondo de Compensación Social Eléctrico.

En tiempos en que las alternativas de negocios aparecen menguadas por los alcances de un declive económico en franco ascenso, la energía eólica vuelve a transformarse en una opción atractiva para las empresas que buscan nuevas oportunidades.

La decisión del Gobierno de avanzar con la instalación de parques que aseguren, de aquí a tres años, una producción total de 300 megavatios (MW), abre la puerta a movimientos comerciales y de creación de empleo por más de u$s600 millones.
Atentas al horizonte propicio que exhibe el sector, compañías como IMPSA, del grupo Pescarmona, y la patagónica NRG, lideran los principales proyectos promovidos por el Estado. Ambas compañías tienen a su cargo la instalación de equipamiento en Comodoro Rivadavia, Chubut, para la concreción del programa Vientos de la Patagonia I, una iniciativa que le asegurará a la provincia 60 MW de energía renovable.

Pescarmona ya instaló su primer prototipo de aeroturbina y NRG estaría haciendo lo propio antes de junio. El rendimiento de esta capacidad inicial instalada será evaluado hasta octubre y, una vez ajustado a certificaciones internacionales, desde la provincia se liberará la autorización directa que habilita la instalación de un parque de 60 MW en territorio chubutense.

“Esta propuesta viene a sumarse a lo instalado en Comodoro Rivadavia, que ya produce 17 MW de origen eólico. El primer parque comenzó a funcionar en 1994 y hoy cuenta con 26 máquinas en funcionamiento, las cuales fueron siendo instaladas por etapas. El nuevo parque retoma los incentivos para el desarrollo de energía eólica que fueron abandonados en tiempos de Menem y De la Rúa”, explicó a iProfesional.com Héctor Mattio, director del Centro Regional de Energía Eólica (CREE), ente que coordina y evalúa del desarrollo de la alternativa energética en el país.

Considerado el mayor especialista argentino en energía eólica, Mattio sostuvo que la puesta en marcha de Vientos de la Patagonia I no hace más que cumplir con los preceptos de la ley 26190 promulgada en 2007, la cual establece que el 8% de la matriz energética de la Argentina para 2015 debe ser provista por alternativas renovables.

“Para acercarnos a ese margen se está trabajando para lograr una producción de 300 MW en alrededor de tres años. Sesenta de esos MW corresponderán a Vientos de la Patagonia I, mientras que otros 60 provendrán del futuro Vientos de la Patagonia II (Santa Cruz), 100 de Vientos del Buen Aire (en provincia de Buenos Aires), y el resto de parques que se instalarán en La Rioja, Neuquén y Río Negro”, dijo.
Los próximos Vientos de la Patagonia II y Vientos del Buen Aire también serán desarrollados por Pescarmona y NRG. Aunque todo dependerá de las certificaciones y buenos resultados que arroje la primera experiencia en Comodoro Rivadavia.

Más allá de los protagonistas, la oportunidad de negocios resulta altamente atractiva: la instalación de un parque eólico de 60 MW contempla la instalación de cerca de 40 aeroturbinas, lo cual demanda una inversión cercana a los u$s120 millones.

La decisión oficial de alcanzar un volumen total de 300 MW para 2012 garantiza a los proveedores posibilidades de negocios por hasta u$s600 millones en el mediano plazo.

Etapas
Mattio comentó que la decisión de incrementar el desarrollo de parques eólicos en distintos puntos del país parte de una acción conjunta de la estatal Enarsa y los gobiernos provinciales.

“Cada plan es visto como una oportunidad para generar nuevos puestos de trabajo, además de asegurar energía limpia y renovable. Si bien propuestas como ‘Vientos de la Patagonia I’ vienen frenadas desde el 2006, Argentina cuenta con capacidad tecnológica para recuperar el auge que alguna vez hubo en los años ‘90”, señaló.

Una muestra de la decisión por retomar la senda perdida parte de los lineamientos fijados por Chubut para Vientos de la Patagonia I. Así, el proyecto fija que el 60% de los componentes de las aeroturbinas a instalar sean de fabricación nacional.

“Ya para Vientos de la Patagonia II y Vientos del Buen Aire se contemplará que los equipos sean desarrollados 100% en el país. IMPSA y NRG podrían cumplir con este requisito, y lo mismo creemos de INVAP, que tiene un proyecto para desarrollar un equipo capaz de producir 1.5 MW”, indicó.

Escenario
En la actualidad, la Argentina cuenta con una capacidad de generación instalada por el Estado de 29,5 MW. Cutral-Có, Punta Alta, Tandil, Darregueira, Mayor Buratovich, San Juan y Comodoro Rivadavia son algunos de los puntos que ya cuentan con aeroturbinas instaladas y en funcionamiento.

En la mayoría de los casos, los proyectos fueron impulsados por las cooperativas eléctricas de cada lugar. Pero también existen otras iniciativas privadas con posibilidades de desarrollo que permitirían alcanzar el 8% de cuota de energía renovable fijado para dentro de 6 años.

“Está el proyecto Malaspina en Chubut, por ejemplo, que contemplaría la instalación de 40 molinos eólicos y una producción de 80 MW, o Ingentis, también en la misma provincia, que garantizaría otros 100 MW si es concretado”, detalló Mattio (foto, derecha).

Otra propuesta privada de relevancia es el parque eólico Arauco, en La Rioja, cuya licitación para el desarrollo de la segunda etapa del proyecto acaba de quedar en manos de Pescarmona.

A través de IMPSA el grupo instalará 12 aerogeneradores de 2,1 MW en un parque que, financiado por el Banco Nación y la provincia de La Rioja, demandará una inversión total de $230 millones.

En este caso, los equipos contarán con tecnología desarrollada 100% en el país –serán fabricados en el departamento mendocino de Godoy Cruz–, y se espera que Arauco esté funcionando a pleno en el transcurso de 2010.
La industria eólica crece a razón de 30% por año en todo el mundo. Argentina tiene todo para recuperar terreno en la región, y no estar tan lejos de países como Brasil, que en un principio estaba detrás de nuestro país y hoy cuenta con una capacidad instalada de 300 MW. Y que ascenderá a 1.000 MW para 2010”, comentó.

Según Mattio, sumando iniciativas estatales y privadas, la Argentina podría alcanzar los 700 MW para 2012. “Todo dependerá de la voluntad política y las inversiones”, dijo. Y añadió: “Y también del viento, claro. Como sucede con el agua en las hidroeléctricas, si no sopla entonces no habrá energía que garantizar”.

Los californianos podrían abastecerse pronto con un programa de energía solar basado en el espacio: la compañía PG&E planea generar mediante placas situadas en el espacio 200 megavatios en 15 años, energía que sería enviada después a la Tierra por frecuencia de radio, se informó hoy.

PG&E espera tener el sistema en funcionamiento en 2016 y está buscando el permiso de las autoridades reguladoras para firmar un contrato con la compañía “Solaren” para colocar el sistema.

Los expertos afirman que la energía solar en el espacio tiene ventajas sobre los sistemas terrestres, pues puede ser recogida durante las 24 horas del día y nunca se ve interrumpida por la acción de nubes o del mal tiempo.

Los satélites solares de la firma “Solaren” consistirían en espejos de hasta varios kilómetros que enfocarían la luz del sol hacia células fotoeléctricas. Después, la energía sería convertida en un rayo de microondas y dirigido hacia la Tierra, donde se volvería a transformar en electricidad.

Según la compañía, el sistema podría generar entre 1,2 y 4,8 gigavatios de energía a precios comparables a los de otras fuentes renovables.

“Un sistema de esta escala y configuración no ha sido construido hasta el momento, pero la tecnología necesaria está muy madura y basada en la de los satélites de comunicaciones”, explicó el directivo de Solaren Gary Spirnak al anunciar el contrato.

“Durante 45 años los satélites han recogido energía solar en la órbita terrestre por células solares y la han convertido en frecuencia de radio para transmitirla a estaciones receptoras en la Tierra”,aseguró.

El consejero de Industria, Comercio y Turismo del Gobierno de Aragón, Arturo Aliaga, ha inaugurado hoy la planta solar fotovoltaica promovida por la sociedad Parque Solar Ejea en la localidad zaragozana de Ejea de los Caballeros, con 2,7 megavatios de potencia total. El consejero ha estado acompañado por el alcalde ejeano, Javier Lambán, y por el presidente de la sociedad, Jorge Edo.

La planta, construida sobre un terreno de 30 hectáreas de propiedad municipal, tiene 2,7 megavatios de potencia total instalada, gracias a las 27 agrupaciones con las que cuenta (26 de 100 kilovatios y una de 85). Conforman estas instalaciones 16.840 paneles fotovoltaicos, 27 inversores y 13 transformadores, así como sistemas de seguridad y monitorización de última generación que hacen posible entre otras cosas la operación remota.

Parque Solar Ejea producirá 4.860.000 kilovatios por hora anuales, suficientes para atender la demanda energética de una población como Ejea de los Caballeros, y evitará la emisión a la atmósfera de 1.458 toneladas de CO2 al año. La inversión necesaria para construir esta planta que funciona desde el pasado año ha sido de 23,4 millones de euros y en los trabajos han participado más de 100 personas.

La canalización de los más de 70 kilómetros de cable requeridos en la planta hizo necesario abrir 7.000 metros de zanjas. En las 108 cimentaciones de paneles solares se emplearon 3.250 metros cúbicos de hormigón y 119 toneladas de acero, explica el Ejecutivo autónomo en un comunicado.

EN ARAGÓN

En estos momentos en Aragón funcionan 1.275 instalaciones de energía solar fotovoltaica que suman una potencia de 110,8 megavatios. El 12 por ciento de esta potencia la componen instalaciones sobre tejado. Hace 14 meses operaban en Aragón 198 plantas con 7,72 megavatios en total.

Además, otros 16,9 megavatios fotovoltaicos entrarán en funcionamiento en los próximos meses, dado que ya han conseguido preasignación de cupo según la nueva normativa que regula este tipo de instalaciones (RD 1578/2008, de 26 de septiembre). Por último, plantas que suman 25,9 megavatios adicionales tienen actualmente sus proyectos en diferente grado de tramitación.

El Departamento de Industria, Comercio y Turismo del Gobierno vasco ha abierto el periodo de información pública de la solicitud de autorización administrativa y declaración de impacto ambiental de un parque eólico en el dique de Zierbena, que supondrá una inversión de 11.995.938 euros.

Según se recoge en el anuncio del departamento de Industria publicado en el Boletín Oficial del País Vasco, que ha sido consultado por Efe, el parque eólico dispondrá de cuatro aerogeneradores con una potencia total de 8 megavatios.

La instalación, promovida por Capital Energy Centro Norte S.L.U., dispondrá de cuatro aerogeneradores, que tendrán una “altura de buje” de 80 metros y un diámetro del rotor de 90 metros.

La instalación, para la que se ha solicitado autorización administrativa y declaración de impacto ambiental, incluye las canalizaciones eléctricas subterráneas y aéreas, así como los edificios que albergarán el equipamiento eléctrico de los aerogeneradores.

Se ha creado una asociación europea con el objetivo de reciclar los módulos fotovoltaicos, aunque la recogida y reciclado sólo será gratuita para sus socios.
“Convertir a la industria fotovoltaica en doblemente ecológica” es el eslogan del director de CV CYcle, Jan Clyncke, usado para atraer miembros a su organización en la XXIII Conferencia Europea de Fotovoltaica celebrada en Valencia. PV Cycle fue fundada en julio de 2007 para crear un sistema de reciclado para los paneles solares. Clincke ha sido exitoso; numerosas empresas europeas se han unido a este proyecto, así como varias empresas chinas. PV Cycle se compromete a retirar y reciclar los paneles solares de forma gratuita a sus socios.

De todas formas, esta organización aún no está lista para el proceso de reciclaje, pues acabará los preparativos para el mismo a finales de primavera. La empresa consultora y auditora KPMG está proporcionando una auditoría suplementaria en colaboración con el Instituto Ökopol. Según estas empresas, se han acumulado cuatro mil toneladas de paneles – basura durante 2007, de los cuales han sido recogidos y reciclados un máximo del 7%. PV Clyncke se encuentra ahora negociando el sistema de implementación de la recogida de los paneles con sus asociados logísticos.

Ahora mismo, sólo hay dos instalaciones en Europa preparadas para el reciclado de paneles fotovoltaicos. El más antiguo es Solar Material, una subsidiaria de Solarworld, situada cerca de Freiberg. La otra se encuentra en Frankfurt am Oder, también en Alemania. Está especializada en el reciclado de paneles extrafinos de cadmiun-teluro, y lleva un año en funcionamiento. Según su director, First Solar procesa unas 30 toneladas de paneles semanalmente, es decir, sólo utilizan la mitad de su capacidad. Este productor americano garantía a sus clientes que retirará todo panel defectuoso en cualquier momento de forma gratuita. Esta instalación de Frankfurt usa un procedimiento químico para separar los materiales originarios. La empresa asegura que el 90% de la materia resultante es reutilizable.

Sener, fundado en Bilbao en 1956, es uno de los grandes grupos de ingeniería de referencia en España. Aborda proyectos en diversos sectores, como el civil o el naval, pero los más conocidos por su proyección pública son quizá los que realiza en aeronáutica y espacio, y en energía termosolar. Sus planes en Andalucía ocupan hoy un lugar clave en una empresa que facturó 921 millones en 2008 y emplea a casi 5.800 personas. El presidente de este grupo familiar de segunda generación, Jorge Sendagorta, ha concedido a Grupo Joly una de sus escasas entrevistas.

-Parece que la restricción crediticia no os está afectando, tras lograr un préstamo de 171 millones para construir una primera central termosolar en Sevilla…

-Y ya tenemos prácticamente cerrado el compromiso de financiación para las otras dos centrales que lanzamos este año en San José del Valle (Cádiz). No estamos teniendo dificultades porque los bancos están encantados de respaldar a promotores serios que cuentan con capacidad tecnológica y un balance saneado. Cierto que se ha cerrado un poco el volumen de financiación, pero si el proyecto es de ACS, Abengoa o Sener, se termina consiguiendo. Lo que ocurre en termosolar es que ha habido proyectos especulativos que hacen bastante daño al sector y han puesto nerviosa a la Administración.

-Hace un año que Sener creó Torresol Energy en alianza con Masdar, la empresa pública de renovables de Abu Dhabi. ¿Qué balance hacéis?

-Esta alianza es a muy largo plazo, como un matrimonio (ríe). Los elegimos por estrategia, porque queremos hacer plantas termosolares en el resto del mundo, no sólo en España. Y el resto del mundo en este sector es el Norte de África, el Golfo Pérsico y, en menor medida, Australia. Elegimos a Masdar para abordar África y Golfo Pérsico porque a nosotros nos resultaba difícil hacerlo en solitario. No sólo vamos a invertir conjuntamente con Masdar, sino que compartiremos su atalaya para observar qué se cuece en el mundo de las tecnologías energéticas. También hay que destacar que Abu Dhabi quiere que el 7% de su energía sea de origen renovable en 2020, lo que supondrá tener que instalar 2.000 Mw termosolares. Nosotros participaremos ahí porque Masdar quiere lograrlo apostando por varias tecnologías y varios contratistas.

-Vuestros proyectos en EEUU, ¿superarán a la gran planta que Abengoa ya proyecta en Arizona con 280 megavatios?

-Hasta ahora, Torresol está cumpliendo la previsión de lanzar dos proyectos al año. Para 2010 haremos una planta de torre central en Abu Dhabi y un gran proyecto en EEUU con un socio americano. Será una planta de 320 megavatios en la que invertiremos 1.800 millones de dólares (unos 1.350 millones de euros). Además, tenemos otro proyecto en este país de más de 200 megavatios.

-Hay voces que aseguran que las energías renovables no son rentables si el precio del petróleo se mantiene en niveles bajos como los actuales. ¿Qué opina de ello?

-El World Energy Outlook 2008 de la Agencia Internacional de la Energía es muy claro. Las renovables tiene que crecer de forma implacable y, al tiempo, muestra que las oscilaciones del precio del petróleo se producen en un mercado que no es tal. Hay operadores que actúan sin mentalidad de mercado, como Venezuela, a diferencia de Exxon o BP. A todo ello se añade que el pico de producción de petróleo no está lejos, pese a que tarde mucho en agotarse. Dicho esto, es cierto que las renovables son caras y particularmente la solar. Nuestro énfasis, y el de Masdar, está en reducir los costes. Creo que la energía del futuro será cada vez más cara y cada vez más verde. La termosolar podrá reducir sus costes un 2-3% anual a precios corrientes para converger con la eólica en unos 15 años. Sener ya diseñó el primer aerogenerador de Tarifa, que era completamente ineficiente. No hay que olvidar tampoco un asunto gracioso en termosolar: la Tierra recibe del sol en 20 minutos la energía que necesita durante un año. Y que en 100 km cuadrados en el medio del Sahara puedes generar toda la energía que precisa la humanidad a partir del sol.

-¿Cómo ha evolucionado la empresa en 2008 y cómo afronta la crisis en este 2009?

-Acabamos de cerrar las cifras del pasado año. La facturación fue de 921 millones de euros [un 22,3% más que los 753 de 2007] y la plantilla se situó en 5.755 personas [desde los 4.500 de un año antes]. Para 2009 tenemos un presupuesto de crecimiento, y hasta febrero lo estamos cumpliendo en términos de contratación y ejecución de proyectos. Y también seguimos contratando a personal. Sí estamos viendo que los proyectos en perspectiva se están retrasando por prudencia de los promotores o por falta de financiación. Pero para este año estamos muy tranquilos. Y es que el I+D funciona, un mensaje que en España es poco frecuente. Sener ha registrado un crecimiento anual acumulativo del 18%. La explicación es la I+D y la calidad, y no hay más. El I+D supone crecimiento. Empresas como Abengoa o Indra, que son nuestros mayores competidores, pueden hacer el mismo balance.

Una vez cerrada la ampliación de capital, Gas Natural ha comenzado a dar el siguiente paso para conformar lo que será su nuevo grupo. Ha contratado a JP Morgan y Citi para vender los activos que no se quedará de Unión Fenosa.

Entre ellas están las participaciones en Indra (es el mayor accionista, con el 15%), Red Eléctrica y Enagás. También debe de cerrarse el acuerdo para desprenderse del 5% que tiene en Cepsa, cuya venta ya ha sido anunciada recientmente y que sólo está pendiente de las autorizaciones administrativas corresponidentes.

Gas Natural pretende obtener 3.000 millones de euros con la venta de activos, cantidad que, sumada a la ampliación de capital, de otros 3.500 millones, servirán para financiar la adquisición del 100% de Fenosa.

La contratación de JP Morgan y Citi tiene dos implicaciones. La primera es que la empresa catalana ha retirado un mandato verbal que tenía para estos menesteres con Lehman Brothers, cuyas actividades en España pasaron a mano de Nomura. La segunda es que ha dejado fuera de estos trabajos a UBS, el banco que lideró la adquisición de Fenosa, la sindicación del préstamo de 18.000 millones de euros y la ampliación de capital.

La filial española de Lehman había mantenido hasta la fecha todos los mandatos que la división de fusiones y adquisiciones tenía firmados y que estaban en desarrollo. Los más relevantes eran los de Vueling, en proceso de integración con Clickair; BBVA, en relación a la OPA del chino Citic y el de Gas Natural, amén de otros contratos con un family office para levantar un fondo inmobiliario.

Sin embargo, la empresa catalana ha decidido retirar el mandato a Lehman Brothers, según han confirmado fuentes del propio banco. Fuentes oficiales de Gas Natural han confirmado que el grupo contó con los servicios de Lehman en España para la adquisición de la participación de ACS en Fenosa antes del verano, pero han asegurado que ya no había ninguna relación con los responsables del ex banco estadounidense en Madrid.

Aunque desde Gas Natural se asegura que no se trabajaba con Lehman desde principios de septiembre, antes de anunciarse la quiebra de la entidad, fuentes próximas al banco ya en manos del japonés Nomura han indicado que el mandato seguía vivo.

La producción de petróleo y gas del Reino Unido en el Mar del Norte puede disminuir porque la crisis económica ha llevado a la caída de la exploración en uno de los depósitos más importantes del mundo occidental, informa hoy el diario “Financial Times”.

El número de pozos de exploración perforados en el Mar del Norte ha disminuido un 78% en el primer trimestre del 2009 en comparación con el mismo periodo del año anterior, según datos de la firma Deloitte divulgados por el periódico económico.

Se ha trabajado en sólo 18 pozos de evaluación y exploración en el primer trimestre, una caída del 41% en la actividad total de perforación frente al mismo periodo del 2008.

El grupo UK Oil and Gas es aún más pesimista, ya que pronostica que la perforación puede disminuir este año un 66 por ciento.

El precio de la mezcla mexicana de petróleo crudo de exportación registra una recuperación de 35.10 por ciento con respecto a su cotización observada al cierre de 2008. De esta manera, en lo que va del año la mezcla registra un precio promedio de 36.76 dólares por barril, según datos de la Secretaría de Hacienda (SHCP) y de Petróleos Mexicanos (Pemex).

En particular, el precio spot de la mezcla mexicana de exportación se ubicó el miércoles en 46.23 dólares por barril, lo que significó un incremento de 6.2 por ciento, equivalente a 2.7 dólares por barril, en relación con el dato reportado el pasado primero de abril.

En virtud de los días feriados, se publicará el precio de la canasta de crudos mexicanos hasta el próximo lunes 13 de abril, informó la paraestatal.
Es importante recordar que el precio para la mezcla mexicana de petróleo de exportación se actualizó para el periodo abril-noviembre con base en los precios observados hasta el 23 de marzo y los precios implícitos en contratos de futuros para el resto del año que se registraron ese día. Ello tuvo como resultado un precio de 42 dólares por barril contra los 70 dólares por barril inicialmente establecidos en el Presupuesto de Egresos y la Ley de Ingresos para el ejercicio de 2009, explicó la SHCP.