España: Iberdrola concluye la ampliación de la subestación que abastece al norte de Palencia

Iberdrola ha culminado el proyecto de ampliación de la subestación transformadora Molederos, que se encuentra en el noroeste de la capital palentina, donde ha incorporado un nuevo transformador de 25 megavoltamperios (MVA) con el que ha casi duplicado la capacidad de transformación existente hasta el momento.

Con esta actuación, según un comunicado de la compañía recogido por Europa Press, que ha supuesto una inversión de 900.000 euros, se garantiza y mejora el suministro eléctrico de toda la zona norte de la capital y de las poblaciones próximas.

Esta subestación dispone a partir de ahora de dos transformadores, uno de 10 MVA y el nuevo de 25 MVA, que sustituye a otro de 10 MVA, que transforman la alta tensión - 45 KV - en media tensión -13 KV-. Asimismo, dispone de dos líneas de alta tensión y nueve líneas de media tensión que suministran energía a cerca de 17.000 clientes.

Además, Iberdrola ha realizado mejoras en el embarrado de la subestación, cambiando interruptores de enlace de barras y seccionadores de aislamiento.

Tomado del portal Europapress de España.

Energía nuclear: ¿Solución o espejismo?

El pasado 26 de abril se cumplieron veinticuatro años del desastre de Chernobyl. Aquel fatídico día, durante un simulacro, una serie de errores humanos provocaron el sobrecalentamiento del reactor RBMK-1000 de la central desencadenando una explosión que liberó a la atmósfera 500 veces más radiación que la bomba de Hiroshima. 31 personas murieron sofocando el incendio en el accidente y cientos de personas resultaron heridas.

Pero las cifras a largo plazo son aún más escalofriantes. Existe una gran controversia acerca de las víctimas mortales reales. Las cifras oscilan entre 4.000 y 200.000 muertes directas e indirectas, sin contar con las enfermedades derivadas de la radioactividad. La radiación se extendió por toda Europa y a día de hoy, la zona que rodea a la central sigue deshabitada en un radio de 30 kilómetros. Es la denominada zona muerta. Allí está prohibido cultivar, cazar y vivir.

Pero ¿qué es la energía nuclear? ¿Por qué se considera tan peligrosa? Todo tiene su origen hace un siglo, cuando Albert Einstein formuló la Teoría de la Relatividad y la equivalencia entre masa y energía, según la cual, la masa se puede transformar en energía y viceversa. En las centrales nucleares obtenemos energía a partir de la fisión de átomos de uranio. Con el lanzamiento de neutrones sobre el núcleo del átomo de uranio, provocamos que éste se rompa en dos y que además libere más neutrones. Estos neutrones vuelven a incidir sobre átomos próximos, lo que genera una reacción en cadena. Esta reacción en cadena produce enormes cantidades de energía que nos sirven para calentar agua y obtener vapor. El vapor de agua nos sirve para mover una turbina y generar así electricidad.

La actividad nuclear emite niveles mortales de radiación. Se necesitan tecnología puntera y personal experto. “La sociedad puede estar tranquila porque las centrales nucleares son seguras. Están en manos de técnicos y profesionales cualificados y son instalaciones que se construyen de manera robusta”, nos asegura María Teresa Domínguez, Presidenta del Foro Nuclear, organismo encargado de velar por la buena imagen de la energía nuclear en representación de los intereses de las compañías energéticas.

Los defensores de la energía nuclear aseguran que accidentes como el de Chernobyl o el de Three Mile Island en Pennsilvania en 1979 fueron una excepción. “Un Chernobyl sería irrepetible” declara María Teresa Domínguez. “El accidente fue una combinación de varios factores: un mal diseño de la central que carecía de un recinto de contención, junto con los errores producidos por los operadores de la misma, dentro de un régimen político en el que no existía un organismo regulador independiente y en el que el entrenamiento era escaso ”. Lo cierto es que la energía nuclear tiene mala fama. La proliferación de armas nucleares y el accidente de Chernobyl han quedado grabados en el subconsciente colectivo. La sociedad tiene miedo la inestabilidad de una energía altamente radioactiva y a la proliferación de nuevas armas. ¿Son miedos justificados? ¿Es peligrosa la energía nuclear en pleno siglo XXI? “La mala fama de la energía nuclear está en parte justificada y en parte se ha fomentado artificialmente por motivos espurios. Sobre el accidente de Chernobyl se miente de una forma desvergonzada y siniestra. Lamentablemente, accidentes como el [escape químico en el año 1984] de Bhopal, con muchísimos más afectados, se ignoran por su escasa rentabilidad política e ideológica en comparación con el rechazo a la energía nuclear”, afirma Lozano Leyva. “La producción de electricidad con la energía nuclear se ha mostrado, tras cincuenta años, como la forma más segura. ¿Se imagina si se hiciera un balance de los desastres humanos y ambientales del petróleo, el gas y el carbón?”.

Marcel Coderch no se muestra tan optimista e insiste en que los problemas fundamentales de la energía nuclear son hoy los mismos que hace 50 años: coste, seguridad, residuos y proliferación. “Si los reactores son tan seguros como dice la industria, ¿cómo es que ninguna compañía de seguros quiere extender una póliza que cubra la responsabilidad civil de una central nuclear?” asegura. “Si los riesgos son mínimos, ¿cómo es que la industria nuclear no puede convencer a las compañías aseguradoras del buen negocio que supondría para ellas?”.

He aquí el principal escollo de energía nuclear: los residuos radioactivos. La industria atómica genera residuos muy tóxicos que durarán miles de años y deben permanecer todo ese tiempo bajo control. Según sus detractores es imposible garantizar la seguridad de las plantas de residuos nucleares. “Es imposible asegurar nada. La peligrosidad de estos residuos se mantiene durante más de 100.000 años, un período superior a la propia existencia de la especie humana.

Ningún país del mundo ha encontrado una solución que neutralice estos residuos”, asegura Marcel Coderch. “Ninguna civilización humana ha durado más de unos pocos miles de años.Estamos haciendo responsables de las consecuencias negativas de nuestros consumos a miles de generaciones venideras”. Los residuos nucleares se clasifican y almacenan dependiendo de su radioactividad. Son los residuos de alta actividad los que más preocupan. Una vez que se ha consumido el combustible del reactor, son almacenados temporalmente en una piscina construida con paredes de hormigón y acero. El almacenamiento temporal prolongado es una solución a medio plazo, un paso intermedio antes de ser transportados a una localización definitiva.

Actualmente se estudia la posibilidad de confinar de forma definitiva estos residuos en el subsuelo. El principal problema del llamado Almacenamiento Geológico Profundo es la necesidad de construir los almacenes en zonas geológicas estables, alejados de actividad sísmica y de aguas subterráneas. En su defensa los partidarios de la energía nuclear aseguran que, a diferencia de los gases invernadero que quedan dispersados en la atmósfera, los residuos radioactivos permanecen bajo control. “Toda industria produce residuos, unos que duran miles de años, como el dióxido de carbono en la atmósfera, y otros toda la vida porque son estables como los elementos pesados de muchas industrias químicas” afirma Lozano Leyva. “La diferencia con los residuos radiactivos es que estos van decayendo en su peligrosidad y son reciclables en buena medida. Se gestionan y permanecen localizados, no esparcidos en la biosfera”.

Por otro lado, los residuos nucleares ocupan relativamente poco si los comparamos a los de otras industrias. Aunque esto último tampoco parece tranquilizar a los antinucleares. “Es irrelevante” nos asegura Marcel Coderch. “Tenga en cuenta que un miligramo de plutonio inhalado es una dosis mortal”. En España los residuos de baja y media actividad radioactiva generados en nuestras centrales son transportados al cementerio nuclear de El Cabril (Córdoba), gestionado por ENRESA (Empresa Nacional de Residuos Radiactivos). Los residuos de alta actividad son almacenados temporalmente en las piscinas de las centrales y en Francia, país al que España paga una tasa de 40.000 euros diarios por este motivo. Recientemente el gobierno de José Luís Rodríguez Zapatero anunció la creación de un almacén temporal de residuos en territorio español. “Los residuos nucleares constituyen un problema de considerables proporciones a escala mundial. Nadie puede negar esto” nos asegura Jesús Alique, Portavoz de Industria del Grupo Socialista en el Congreso de los Diputados. “La gestión de su almacenamiento obliga a importantes desembolsos que acabamos pagando todos los ciudadanos. La energía nuclear tiene sus ventajas, pero también indudables inconvenientes como, por ejemplo, éste”.

¿Cuáles son las soluciones para el futuro?

Todo el mundo barre para casa. Desde los ámbitos económicos se incide en que el problema está en satisfacer la demanda y el asunto medioambiental pasa a un segundo plano. Otros, en cambio, anteponen lo medioambiental a lo económico.

En EEUU la administración Obama pretende fomentar el uso de energías renovables para limitar su dependencia de los combustibles fósiles, mientras que en Europa cada vez son más los países que apuestan por la energía nuclear. El modelo francés es abiertamente pronuclear, con más de 58 centrales. Por su parte, el Parlamento sueco ha levantado la prohibición de la construcción de nuevas centrales, vigente desde hacía más de 30 años. Alemania acaba de prorrogar por 12 años la vida activa de sus centrales nucleares.

En el caso de España es diferente. Lejos de levantar la moratoria nuclear de 1986, José Luís Rodríguez Zapatero fue más allá y prometió el cierre progresivo de las centrales en su programa electoral, aunque cada vez hay más voces discordantes. Por su parte, el Consejo de Seguridad Nuclear, el organismo encargado de que los ocho reactores en funcionamiento cumplan todos los requisitos de seguridad, ha publicado un informe favorable a la ampliación del plazo del cierre de Santa María de Garoña, previsto para 2013. “El cierre de las centrales nucleares no beneficia a nadie. Perjudica a sus trabajadores, al entorno, al medioambiente, a la economía del país y a la sociedad en genera” asegura María Teresa Domínguez, Presidenta del Foro Nuclear. “Sin ellas, los problemas medioambientales, energéticos y económicos se agravarían. Cada vez más países se están dando cuenta de la necesidad de la energía nuclear para frenar las emisiones contaminantes y la dependencia de los combustibles fósiles”.

Evidentemente, se intuye que las compañías energéticas están muy interesadas en un resurgimiento nuclear y todos los beneficios económicos que esto les supondría. Esto no significa que se opongan a las renovables; también son las grandes beneficiadas del auge de las energías limpias. Sin ir más lejos, son estas mismas compañías, a través de la subcontratación, las que fabrican, instalan y venden. España, además, es una potencia al alza en cuanto a energía eólica se refiere. Nuestras empresas son exportadoras. No obstante la opinión generalizada es que, hoy por hoy, las energías renovables por si solas no pueden abastecer la demanda actual. La energía eólica depende de una fuente intermitente como es el viento y existen enormes dificultades para seguir explotando el parque eólico español. Tampoco disponemos de la tecnología suficiente para hacer que otras energías como la solar y la mareomotriz generen electricidad a gran escala. En lo que sí parecen estar de acuerdo los expertos, pronucleares y antinucleares, es en que hay que seguir investigando en el desarrollo de las energías renovables. Según asegura Lozano Leyva, catedrático de Física Nuclear, la energía solar fotovoltaica “está en fase de investigación y no de desarrollo”. Sin embargo, la administración parece más interesada en subvencionar placas solares de escasa rentabilidad, fabricadas e instaladas por las propias compañías energéticas, en vez incentivar la investigación. “Con una fracción pequeña de la prima que se le dio el año pasado de 2.600 millones de euros para producir tan sólo 2% de la electricidad consumida [generada por placas solares], se podría haber organizado un magnífico centro de investigación de ese tipo de energía. En lugar de eso, podría ser que se estuviera llenando el campo de futura chatarra”.

Cada vez son más los que abogan por un mix energético entre renovables y energía nuclear, ya que, a todas luces, no hay posibilidad a corto plazo de que las renovables sean capaces de sustituir a las energías contaminantes por sí solas. “Las energías renovables se han de investigary desarrollar todo lo que el ingenio y el sentido común permitan, lo que hay que decidir es quélas respaldará, si la energía nuclear o la energía fósil” afirma Lozano Leyva. Sin embargo, los hay que son más optimistas en cuanto al futuro de las renovables. “No estoy de acuerdo con que el potencial eólico español esté saturado, ni tampoco que su rendimiento sea mucho menor queel de una nuclear. Es evidente que hoy no es posible generar toda la electricidad queconsumimos con fuentes renovables, fundamentalmente porque nunca nos lo hemos propuesto. Pero tampoco es viable generarla toda con nucleares” afirma Manuel Coderch. “Si nos lo propusiéramos, sí sería posible dentro de unas décadas generar buena parte de nuestrosconsumos eléctricos con fuentes renovables. La energía solar que baña el planeta en un díaequivale a 20 veces nuestro consumo anual mundial. Ninguna fuente energética puede competir a este nivel con la energía. Cuanto antes empecemos a mejorar nuestra capacidad de captación y almacenamiento solar, antes llegaremos a una solución definitiva y sostenible”.

Los científicos investigan otras posibilidades. La fusión nuclear se posiciona como una firme candidata a convertirse en la energía limpia y sostenible del futuro. A diferencia de la fisión, ésta se origina a través de energía liberada por la unión de dos átomos y utilizaría fuentes inagotables como el agua. No obstante, esta nueva energía está todavía lejos de ser una realidad. “La fusión nuclear parece hoy tan lejana como hace cincuenta años” afirma Coderch. “Llevamos cincuenta años diciendo que faltan cincuenta años. De hecho, cuanto más investigamos la fusión más parece que se aleja su horizonte comercial porque vamos descubriendo más dificultades”.

Una vez abierta la caja de Pandora, cada vez está más claro que éste es un asunto que requiere un amplio debate a todos los niveles. Es probable que, independientemente de nuestra posición en contra o a favor, lleguemos a la conclusión de que el verdadero problema son nuestros hábitos de consumo y debamos abogar por el ahorro energético. “Quizás este problema no tiene solución, ni con nucleares, ni sin nucleares. Quizás el problema que tenemos que plantear y resolver es otro que sí tenga solución, aunque la única solución previsible no nos gustedemasiado: reducir el consumo”. Sin embargo, hay una cosa de la que podemos estar seguros. Mientras discutimos, el cambio climático avanza y el tiempo para reaccionar se nos acaba.

Argentina: Diseñan un aerogenerador especial para la Antártida

La Antártida es para muchos de los científicos que la estudian un enorme laboratorio natural, aun poco conocido dado su aislamiento. Para cuidar semejante “tesoro” se busca crear nuevos dispositivos que reduzcan el impacto de la presencia del ser humano. Con este objetivo, la Dirección Nacional del Antártico (DNA) presentó un prototipo de aerogenerador, único en su tipo, para la producción de energía a partir del viento y la reducción del uso de combustibles fósiles (ver gráfico). Lo hizo durante la última reunión general del Consejo de Administradores de Programas Antárticos Nacionales realizada días atrás en Buenos Aires.

El proyecto forma parte de un trabajo conjunto entre la DNA y la Universidad de Quebec (Canadá) y estará listo para instalar en la base argentina Jubany en marzo de 2011.

Novedad

Debido a que el aerogenerador deberá soportar las condiciones extremas de la Antártida, posee características especiales para adaptarse a ese medio. “Tiene una altura menor que las torres que se usan habitualmente y la posibilidad de bajarse a partir de un sistema rebatible, ya que el principal problema que hay en la Antártida es el exceso de viento”, explicó Mariano Mémoli, director de la DNA. El estudio para su instalación también incluye el análisis del terreno, ya que el tipo de suelo llamado permafrost está congelado y puede derretirse si la construcción es inadecuada. “Además, la turbina tiene un mecanismo que evita que las bajas temperaturas congelen los bujes y los elementos que rotan, para que puedan funcionar siempre. En el Artico hubo equipos que se congelaron totalmente”, explicó Mémoli.

Con la producción de electricidad a partir de energía eólica se resolverán dos problemas: se reducirá la contaminación y el costo de combustible (el precio del gasoil puede ser cuatro veces mayor en la Antártida).

La electricidad que generará el dispositivo se usará para las distintas necesidades de la base, como calefacción, cocción y funcionamiento del equipo científico. También permitirá obtener oxígeno por electrólisis, proceso que separa con electricidad los átomos de hidrógeno y oxígeno que forman la molécula del agua. El oxígeno se almacenará comprimido y se inyectará al motor del generador eléctrico junto con el combustible fósil, lo que optimizará la combustión y con ello el ahorro de gasoil cuando hay poco o demasiado viento.

Bélgica y EE.UU. están trabajando con modelos similares, pero este aerogenerador es único ya que surge de un estudio específico de las necesidades eléctricas de la base Jubany, el suelo y los vientos.

El costo del prototipo ronda los 560 mil dólares, pero “si se sigue produciendo, costará menos de la tercera parte”, dijo Mémoli. Esperan poder instalar unas veinte turbinas, aunque aun faltan más estudios.

Investigar en el Artico

En el marco de la Reunión del Comité Científico de Investigaciones Antárticas se firmó un acuerdo entre la Dirección Nacional del Antártico y la Comisión Polar Canadiense para el intercambio y el trabajo conjunto de científicos argentinos en el Artico y de los canadienses en la Antártida. Según Sergio Marenssi, director del Instituto Antártico Argentino, el convenio permitirá encarar el estudio de la llamada ciencia bipolar. “En las áreas polares, tanto del Norte como del Sur ocurren fenómenos similares o distintos pero que tienen una teleconexión, ya que los polos son centros importantes de fenómenos que después repercuten en el planeta”, agregó Marenssi.

Tomado del Diario Perfil de Argentina.

Argentina: El hombre que adaptó la energía del Sol a las casas

Un egresado de la facultad de Ingeniería de San Juan, Federico Morán (26), logró el segundo premio académico nacional de ingeniería por una tesis que revela el impacto técnico-económico en el caso de que los usuarios residenciales instalan sistemas de generación fotovoltaica en su casa y vendan el sobrante de energía a la distribuidora.

El trabajo es doblemente importante porque además de dilucidar cuál es el nivel de potencia de instalación de los paneles solares que mejor se adapta a la red eléctrica local -algo que nunca se ha hecho en Argentina-, dio un salto cualitativo para avanzar en el proyecto provincial Solar San Juan, un plan oficial integral de generación eléctrica fotovoltaica que culmina con generar e inyectar este tipo de energía alternativa a la red de distribución eléctrica convencional. Esta provincia tiene como meta hacer punta en energía solar en Argentina, y por eso viene desarrollando el Proyecto Solar que pretende posibilitar la fabricación e inserción de paneles fotovoltaicos a nivel residencial y comercial .

"Insertar la energía solar que produzcan las casas en las redes eléctricas de las empresas distribuidoras representa un desafío técnico y regulatorio. Esta tesis es muy importante porque resolvimos algunas dudas en cuanto al punto de vista técnico, y algunos cálculos del impacto económico", dijo ayer Víctor Doña, doctor ingeniero eléctrico, diputado provincial y uno de los ideólogos del Plan Solar San Juan. Doña fue profesor de Morán y dirigió su tesis de grado junto con su colega Marcos Facchini, ex vice del EPRE.

Morán se recibió de ingeniero eléctrico el 2 de julio pasado y tres meses después presentó su tesis en la 10ª edición del premio Pre Ingeniería del Centro Argentino de Ingeniero (CAI), un ámbito con jurado nacional e internacional que distingue trabajos originales de investigación y desarrollo tecnológico. El sanjuanino resultó ganador del segundo puesto concursando con 35 trabajos de todo el país, de 53 autores correspondientes a 19 facultades. A pesar de haber recibido su galardón en octubre la noticia de esta distinción recién ahora se está difundiendo.

Por estas investigaciones en el campo solar aplicado a la red domiciliaria recibió además hace poco una beca de innovación tecnológica de la Fundación Banco San Juan para poner en marcha una prueba piloto en viviendas del departamento de Caucete. Como los fondos no alcanzan -el primer premio de la beca es por $40.000, e instalar 5 a 6 paneles en el techo de una vivienda cuesta $70.000-, está recibiendo un amplio apoyo oficial de parte de la distribuidora caucetera Decsa, y de la Dirección de Recursos Energéticos para concluir el trabajo, algo que el nuevo profesional calcula que podrá ocurrir en marzo próximo. El plan es seleccionar una casa que permita instalar 5 a 6 paneles fotovoltaicos, a la cual se le colocará una pilastra para medir los excedentes de energía que inyectará a la red como prueba piloto. Se hace en Caucete porque allí la distribuidora es estatal, lo que permite mayor libertad de trabajo que una empresa privada, en momentos en que no existe marco regulatorio para este tipo de energía.

La tesis

El trabajo de este flamante ingeniero sanjuanino revela el dato de la cantidad de potencia que deben tener los paneles solares -entre 1,5 Kw a 2 Kw potencia pico-, para instalar en el techo de una casa del tipo de las que construye el IPV y que generen un sobrante para poder venderselo a la distribuidora, de forma tal que se puedan minimizar las perdidas y optimizar el rendimiento para recuperar la inversión económica. "Lo que hemos logrado obtener son los niveles de potencia de instalación que mejor se adaptan a la red: un equilibrio tal que permite obtener mayores beneficios disminuyendo las pérdidas eléctricas y aumentando los niveles de tensión", explicó ayer Morán. "En un principio proyectamos 3,8 Kw, pero esa potencia no era la óptima porque aumentábamos más las pérdidas y no teníamos mejores rendimientos. Así resultó una potencia instalada de 1,5 aunque estamos pensando en aumentar a 2 para vender más y recuperar rápido la inversión", agregó el ingeniero.

Uno de los objetivos del plan solar en San Juan es que las familias puedan tener sus paneles solares en el techo y durante el día vendan el sobrante de la energía que produzcan a las distribuidoras, a una tarifa diferencial. A la noche, cuando no hay Sol, la familia recibe electricidad tradicional de la distribuidora, que pagará a la tarifa vigente.

"Eso ya existe en Alemania, un país que tiene la menor radiación solar. Allá el usuario recibe por la venta de la energía a la distribuidora una tarifa 4 a 5 veces mayor que lo que ésta le cobra por la energía tradicional. O sea, la distribuidora me vende la electricidad común en 2 y yo le vendo la solar a 10. Es más cara para que el usuario pueda recuperar la inversión, y de esa forma las políticas oficiales impulsan esta energía limpia y alternativa", explicó Morán.

Los gobiernos del mundo se han propuesto avanzar e impulsar energías alternativas y renovables, ante la disminución de los combustibles fósiles y para evitar el calentamiento global. El gobierno de San Juan tiene como meta lograr que en unos años el 5% de su matriz energética sea solar, eólica o cualquier otra alternativa.

Tomado del Diario de Cuyo de San Juan (Argentina).

Paraguay: Empieza a operar transformador TxRx en la hidroeléctrica Itaipú

Durante el acto, el ingeniero Rubén Brasa, Director Técnico de la Binacional, explicó que con la línea de 500 kv, cuya subestación en Villa Hayes ya fue licitado, y la línea propiamente, que será licitada para la primera quincena de enero, el país podrá disponer del 49 por ciento de su energía.

Indicó que con el seccionamiento de las dos líneas, que pasa por esta subestación, se completaría la disponibilidad de los otros 50 por ciento de potencia paraguaya para ser utilizada. "Ahora que nos toca llevar adelante las acciones, les digo que las respuestas las veremos con obras concretas". En un tono más político, que técnico, el funcionario dijo que el Paraguay empieza a transitar los caminos que la llevarán a la recuperación de su soberanía energética. "Entramos con humildad a la Itaipú, de sandalias y cuando culmine nuestra tarea, saldremos con la conciencia del deber cumplido, con el 100 por ciento de la energía paraguaya de la binacional, disponible y con las infraestructura necesarias, para hablar de desarrollo", indicó.

MISIÓN. "Todo esto refuerza nuestra gran misión, cual es la de avanzar decididamente hacia las grandes transformaciones que el país necesita", dijo por su parte Presidente de la República, Fernando Lugo.

"Hoy en la inauguración y puesta en funcionamiento de este gran transformación, mañana serán las obras de la subestación de Villa Hayes, luego la línea de transmisión de 500 KV. Estos emprendimientos nos darán la seguridad necesaria y estaremos en condiciones de obtener una mayor cantidad de energía de ITaipú", añadió.

El jefe de estado felicitó a los directivos de la entidad por haber conseguido terminar en un tiempo record la obra y colocar a disposición del sistema eléctrico nacional una cantidad de potencia que permitirá disminuir en parte la emergencia energética y pasar un verano mas tranquilo.

DETALLES.

Para la adquisición y activación del TxRx, la Itaipu Binacional está invirtiendo unos 17.600.000 dólares. El proyecto, pendiente desde el año 2004, se concretó como parte del proyecto del gobierno con el que se hace frente a la crisis energética, pues su funcionamiento permite elevar la disponibilidad de potencia en el Paraguay.

El autotransformador tiene una capacidad de 375 MVA (Mega Voltios Amperios), similar a la que tienen cada uno de los cuatro transformadores reguladores que están en funcionamiento en la actualidad.

La inversión se divide en equipos y sistemas, obras civiles, montaje electromecánico y proyecto ejecutivo. Una vez conectado al sistema nacional de 220 kV, permitirá ampliar la capacidad de transformación actual de 1.500 MVA a 1.875. Tomado del diario Ultima Hora de Paraguay.

Perú: El mercado eléctrico es aún inestable: solo hay 6% de reserva para cubrir fallas

A muchos les cuesta reconocerlo, pero el sistema eléctrico es aún inestable. Si mañana el gasoducto de Camisea se rompiera, buena parte de Lima y otras ciudades del país se quedarían a oscuras. Igualmente, si una central hidroeléctrica como la del Mantaro tuviera que detenerse por una avería, no existe capacidad de producción para reemplazarla. ¿El resultado? Un recorte de energía.

Según datos del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes-Sinac), el país solo cuenta con un 6% de reserva para responder a eventuales fallas del sistema de generación eléctrica (falta de lluvias, desperfectos en las generadoras, mantenimientos, etc.), cuandoOsinergmin cree que un sistema fiable debe tener un mínimo de 20% de reserva.

Para los siguientes dos años, la situación no parece cambiar mucho, César Butrón, presidente del Coes-Sinac señala que la reserva continuará siendo escasa hasta el 2013. Así, en épocas de estiaje (escasa caída de lluvias) las reservas serían menores a 3% y esto es lo más próximo a un recorte.

¿Qué ha hecho que el sistema se encuentre en una situación precaria? Hay muchos factores, el primero de ellos es el crecimiento muy acelerado de la demanda. En los últimos cinco años, la tasa promedio de crecimiento fue de 7% (a excepción del 2009 que solo creció en 2,9% por la crisis), lo que ha sorprendido al sistema. En ese sentido, las inversiones que se han dado no han sido las suficientes para atender la demanda.

Pero eso no es todo, se trata de un sistema históricamente débil y con problemas constantes. En el 2000, la zona sur tenía restricciones de energía, en el 2004 las generadoras no querían vender energía a las distribuidoras eléctricas por tener precios regulados bajos. En el 2008, hubo un nivel de reservas tan bajo (entre 1% y 2%), que se registraron cortes de energía y se restringió el abastecimiento a los grandes clientes libres (consumidores de más de 5 megavatios) como las mineras.

El especialista en temas eléctricos y ex gerente general de Enersur, Klaus Huys, indica que si en el 2008 no se hubiera detenido el incremento de la demanda por efecto de la crisis internacional, en este momento estaríamos lamentando más apagones y recortes de electricidad.

“El Perú ha tenido mucha suerte”, indica por su parte Eleodoro Mayorga, consultor energético de Laub & Quijandría. Sustenta esta afirmación por lo siguiente: la crisis ayudó a tomar un respiro al sistema y a repensar su situación, pero además porque en el preciso momento en que empezó a crecer la demanda apareció el gas de Camisea, que permitió atender rápidamente el abrupto crecimiento y a la vez tener precios aun bajos de energía.

En la actualidad, cerca del 50% de la producción eléctrica es proporcionada por el gas natural, cuando lo ideal es que máximo tenga 35%. Según Mayorga, el gasoducto es una vena aorta que alimenta a Lima y, de colapsar, la haría desfallecer.

En efecto, hay mucha dependencia del gas natural y una gran concentración de la producción eléctrica en la parte central del país, hecho que genera un riesgo. En ese sentido, no se está balanceando la oferta con la generación hidroeléctrica.

El potencial del Perú en hidroeléctricas supera los 55.000 megavatios (MW) esto es nueve veces más de lo que necesita hasta ahora el país. En otras palabras, hay suficiente agua y caídas de cuencas para construir este tipo de generadoras. La gran pregunta es: si hay potencial y demanda ¿Por qué las empresas no han invertido espontáneamente en generar oferta hidroeléctrica?

El ex viceministro de Energía, Pedro Gamio, indica que las empresas solo invierten en hidroeléctricas si tienen la venta de su energía asegurada en el largo plazo. El último proyecto: El Platanal, se construyó teniendo como grandes compradores a empresas como Cementos Lima y Aceros Arequipa, de las que son sus accionistas. Pero eso no es todo, Gamio indica que la aparición del gas natural de Camisea fue una bendición para el país pero una maldición para la construcción de las hidroeléctricas. Porque las térmicas a gas son más rápidas de construir y más baratas.

Según Gamio la construcción de una generadora hidroeléctrica tiene un costo por megavatio de US$2 millones, abismalmente superior a los US$350 mil de una termoeléctrica.

En el 2008, el Ministerio de Energía y Minas intentó fomentar la construcción de hidroeléctricas con un dispositivo que premiaba con 15% más el pago por potencia a estas generadoras, pero aun con este incentivo no lograron competir con las termoeléctricas. Así, en las licitaciones de largo plazo que hicieron las distribuidoras eléctricas en los últimos dos años, solo un proyecto, Quitaraccsa de Enersur, es hidroeléctrico, el resto es termoeléctrico a gas.

Joaquín Ormeño, gerente general de la generadora SN Power indica que no se han dado las señales de precios adecuados para invertir en hidroeléctricas. En el sector existen tres tipos de precios: el regulado (a los consumidores abastecidos por las distribuidoras), los precios a los clientes libres y los precios spot o marginales (venta entre generadoras).

Ormeño indica que este último precio, que marca la señal en el mercado, ha sido manipulado por el retraso en la construcción de infraestructura en líneas de transmisión y por la congestión del gasoducto de Camisea. Así, el precio regulado es de 40 MW hora (MW/h), mientras que los generadores piden un precio por encima de 60 MW/h que les permitiría hacer rentable sus proyectos.

Asimismo, señala que los precios cada vez están más a la baja. Ormeño señala que en los últimos tres años la rentabilidad de las empresas se ha reducido en 5% y 6% pese a que venden más energía. Estas señales no motivan la inversión.

Ante esta situación, el Gobierno realizó una intervención directa en el mercado eléctrico: encargó a Pro Inversión la licitación de centrales hidroeléctricas. De esta manera, se garantiza a las ganadoras la compra de la energía eléctrica a un precio fijo de largo plazo. Esto les permite conseguir financiamiento. SN Power logró, vía este concurso, financiar la construcción de la central hidroeléctrica Chévez de 150 MW.

Así, el equilibrio que debería darse entre la oferta y la demanda en el libre mercado fue dejado de lado.

El presidente del Coes-Sinac indica que con esto se ha intervenido en el mercado. De la misma opinión son los demás generadores; sin embargo participan en las licitaciones de Pro Inversión. Javier García Burgos, gerente general de Kallpa Energía, indica que en este caso lo que se debe hacer es seguir incentivando las licitaciones de largo plazo para las distribuidoras, pero haciéndole ajustes, como no permitir que estas empresas controlen las fechas de inicio de los proyectos, porque varias están ligadas a generadoras y podrían favorecer a las empresas de sus grupos.

Asimismo, Burgos indica que con la intervención de Pro Inversión hay direccionalidad en la construcción de la oferta energética, pues el Gobierno no solo licita hidroeléctricas sino otro tipo de generadoras térmicas a diésel (como la reserva fría), afectando al mercado.

Pro Inversión licitará el próximo marzo 500 MW más de energía hidroeléctrica. El viceministro de Energía, Daniel Cámac, indica que no se está interviniendo, pero que sí se necesitaba un mecanismo para incorporar más centrales hidroeléctricas, porque el crecimiento de la oferta térmica pone en riesgo al sistema.

No muchos están de acuerdo con esta intervención en un mercado que se creía libre, pero sí es cierto que la inversión espontánea no ha cubierto las necesidades del país. Según Klaus Huys, es porque el Estado ha especulado mucho respecto al rol del sector privado y del desempeño del propio mercado y le corresponde ajustar las tuercas necesarias cuando algo está fallando. Lo real es que no hay un norte respecto a cómo se prevé tener un sistema eléctrico finalmente confiable.

Tomado del diario El Comercio de Perú y escrito por Manuel Marticorena Solís.

Geotermia: España desaprovecha el calor que almacena la tierra

La tarifa de la luz se ha incrementado consecutivamente estos últimos cinco años. La última vez, el pasado mes de octubre, cuando subió un 4,8 por ciento. Y previsiblemente seguirá en esta línea de precio ascendente en los años venideros. Una medida para evitar que el bolsillo se resienta más aún si cabe es utilizar una renovable para reducir la factura de la electricidad. Y la única que al menos hoy funciona las 24 horas del día y los 365 días del año es la geotermia. Una fuente que aprovecha la energía almacenada en forma de calor bajo la superficie de la tierra para producir electricidad o calefacción.

Hay de diversos tipos, y para muy diferentes fines. Así, mientras los de alta y media temperatura se utilizan para producir energía eléctrica, los de baja temperatura (los que se usan en el hogar), permiten aprovechar el calor del subsuelo para calentar y refrigerar la casa, según sea invierno o verano. El funcionamiento es sencillo, ahora con la llegada del frío, el calor del suelo se traslada al interior de la vivienda gracias a un circuito de intercambio de calor y una bomba de calor. En verano, el proceso es a la inversa.

Lógicamente, conlleva una inversión, pero ésta se amortizará antes de los 10 años. «No vamos a ocultar una realidad. La generación mediante geotermia es mucho más cara que colocar una caldera. Las perforaciones tienen un precio por las dificultades de perforar, introducir una sonda, rellenar con mortero especial etc. Es como si el gas cobrara de una vez el coste de la canalización hasta una vivienda. Pero la realidad es que esas perforaciones van a proporcionar, en una instalación perfectamente diseñada, el 75 por ciento de la energía que demandará la vivienda toda su vida útil, y el precio será fijo porque se paga el día inicial. Cuándo se amortizará dependerá del combustible con el que se compare y el uso que le demos al sistema», explica Carlos Pérez-Nievas, director de Expansión del Grupo Visiona.

La inversión también depende de si es anterior a la edificación o si se va a hacer después, si es un edificio de apartamentos, etcétera. Por ejemplo, una instalación geotérmica tipo para una vivienda de 150 metros cuadrados útiles, con un nivel de aislamiento térmico que cumpla, como mínimo, los valores exigidos por el Código Técnico de Edificación y que permita cubir las necesidades de calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria tendría un coste medio de unos 18.000 o 20.000 euros si contara con un intercambiador térmico mediante perforaciones verticales profundas, y de unos 15.000 y 17.000 euros contando con un intercambiador térmico mediante lazos horizontales a poca profundidad», detalla Bartomeu Casals, de Geotics Innova.

Amortización

La amortización de la inversión dependerá de los precios de los combustibles a los que sustituyen. «La amortización de una instalación en una vivienda con los precios actuales de los combustibles alternativos está alrededor de los cinco años, unas instalaciones se amortizan antes y otras después, pero más o menos ése es el período general», aseguran desde la sección de Geotérmica de la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA). Similar opinión tiene desde el Consejo Europeo de Energía Geotérmica (EGEC). «Para una vivienda se amortizaría entre cinco y diez años, según los incentivos», asegura Philippe Dumas, responsable de EGEC.

Más positivo resulta Miguel Ferrer, del Grupo Sapje. «Su instalación es un 20 por ciento más cara en su inversión inicial que una convencional, y su tasa de retorno o de amortización está en unos cuatro años aproximadamente», asegura. Para Casals, en cambio, el gasto «se amortizaría a los 5 o 7 años». Lo dicho, esto depende de múltiples factores.

Pero a pesar de la utilidad de esta renovable y del potencial energético que hay en el subsuelo del país, España suspende en el empleo de esta fuente. En la actualidad se estima que «para la climatización y producción de agua caliente sanitaria hay sólo unos 150 megavatios térmicos (MWt) instalados, aunque no se sabe oficialmente, ya que no existe un registro oficial en España», estiman desde la sección de Geotérmica de APPA. Y aunque pueda parecer una estimación muy pesimista, más lo es, entonces, la de la Asociación Geotérmica Internacional, que habla de 22,3 MWt. Es decir, en cualquier caso nada o prácticamente nada en comparación con los combustibles alternativos (petróleo y gas natural). Y eléctricos menos aún. «No hay ningún MW eléctrico instalado en este momento en España, la geotermia de alta entalpía (es la que aprovecha el calor superior a 150 ºC) comenzará a instalarse en un par de años», añaden desde APPA Geotérmica. Y por potencial no será. España podría producir 1.050 MW eléctricos y generar 750 MW de calor en los próximos diez años, según un estudio publicado por APPA.

Situación en el mundo

En el caso de la UE, en la actualidad hay 0,9 gigavatios (GW) instalados y 8 GW térmicos. Una realidad creciente, pero que sigue sin destacar frente a la potencia mundial: 10,7 GW y 50,6 GW de calor.

Unos datos que en cualquier caso denotan que esta fuente está completamente desaprovechada a nivel internacional. Puesto que sólo con «el 1 por ciento de los recursos geotérmicos del planeta sería suficiente para cubrir todas las necesidades de energía durante los próximos 3.500 años», concluyen desde la sección de APPA Geotérmica.

Adiós a los greens de los campos de golf helados

Climatización de viviendas, de bodegas y ahora también de campos de golf. El novedoso sistema patentado por el Grupo Sapje consiste en utilizar la energía geotérmica para los greens de los campos de golf con el fin de mantener la calidad de la superficie del césped, incluso con una climatología adversa, como las heladas en invierno o un exceso de calor en verano.

En el proyecto de Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i) colabora Rioja Alta Golf Club, un campo ubicado en Cirueña. El objetivo del proyecto Geogolf es utilizar las instalaciones como un laboratorio que permita comparar las temperaturas, la calidad del green, etcétera.

El proyecto cuenta con varias fases. Tal y como explican desde Sapje, se instalarán sensores de temperatura a lo largo de toda la superficie del green, a distintas profundidades hasta un máximo de 50 centímetros con el fin de conseguir datos que permitan realizar la modelización del mismo. Estos sensores se instalarán en tres greens. En uno de ellos se pondrá el sistema geotérmico. En él se harán unos pozos que permitirán transmitir el calor del subsuelo. Para ello, utilizarán bombas de circulación e intercambiadores de placas, que permitirán el calentamiento del subsuelo en invierno, y refrescar el green en verano. De este modo, a través de una red de conductos la zona tendrá una especie de «suelo radiante».

Una investigación pionera que si llega a buen puerto será de gran utilidad , ya que por lógica, también evitará que el green se seque demasiado en verano y por ende, que necesite menos agua.

Vea el fútbol o una película sin pasar frío ni calor

Dentro del mobiliario urbano climatizado gracias a la energía geotérmica, una de las novedades es la utilización de esta energía renovable para calentar o enfriar las gradas, los banquillos, los asientos de cines, de salas de teatro, etcétera.

En el laboratorio de investigación Enelterra, en La Rioja, el equipo de expertos ha desarrollado una línea de mobiliario deportivo que se atempera gracias a la geotermia. Llamada «sporthot» esta línea se emplea para aplicaciones más específicas que el mobiliario urbano. Pero el sistema de funcionamiento es prácticamente el mismo. Sólo se necesitan realizar unas perforaciones en el terreno, donde se instalarán los intercambiadores que permitirán trasladar el frío o el calor, según sea invierno o verano. Además, serán necesarios unos colectores y unas bombas de calor, que permitirán precisamente ese intercambio de temperatura. Las gradas tendrán un circuito de agua que gracias a la geotermia se programará para 40 ºC en invierno y 18 ºC en verano. Esta línea de mobiliario deportivo climatizado también se puede conseguir con energía solar o con otras fuentes convencionales.

Calentitos en el metro

Obtener calor y frío del subsuelo, según sea invierno o verano, para climatizar los andenes del metro ya es realidad. Al menos en la estación madrileña de Pacífico, donde en el mes de octubre del pasado año instalaron una estación geotérmica dotada con 120 kilovatios (kW) de potencia. Gracias a ella, Metro de Madrid ahorrará al año un 75 por ciento de la energía que sería necesaria para climatizar los andenes de la línea 1, los cuartos técnicos y los tres locales comerciales de Pacífico. Además, esta energía renovable reduce en un 50 por ciento las emisiones de dióxido de carbono (CO2). Y al no requerir ventiladores, se elimina el ruido al exterior que antes se generaba. Con esta medida, promovida por la Consejería de Transportes e Infraestructuras de la Comunidad de Madrid, la estación de Pacífico se convertía en la primera del metro de la región y del país en utilizar la geotermia. Para su funcionamiento, este sistema geotérmico está dotado de un intercambiador de calor, formado por un bucle cerrado con 32 tubos, y unas bombas de calor, que en invierno absorben el calor del subsuelo y lo transmiten a la superficie (en este caso, del metro). En verano, es a la inversa. A través del intercambiador de calor se van los grados de más, permitiendo así las refrigeración de las instalaciones de la estación. Para esta iniciativa, se han invertido 700.000 euros.

Tomado del diario La Razón de España.