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Siemens ha firmado acuerdos vinculantes con Ende Andina SAM de Bolivia para una sustancial expansión de la capacidad generadora de tres plantas termoeléctricas ya existentes. Estos contratos dan continuidad al Memorando de Entendimiento (MoU) firmado en noviembre de 2015 entre el Presidente de Bolivia, Evo Morales, y el Presidente y CEO de Siemens AG, Joe Kaeser. La capacidad total de generación eléctrica resultante de la extensión a ciclo combinado de las centrales Termoeléctrica del Sur, Termoeléctrica de Warnes y Termoeléctrica Entre Ríos (todas ellas propiedad del operador Ende Andina), aumente en más de 1 GW.

“Siemens está apoyando los continuos esfuerzos de Bolivia para mejorar el acceso a la energía eléctrica de su creciente población y su desarrollo económico,” dijo Willi Meixner, CEO de la división Power and Gas de Siemens. “Con estos tres contratos hemos dado otro paso importante en ese sentido, ayudando a Bolivia a proteger su soberanía energética,” añadió Meixner.

El alcance de suministro de Siemens consta de 14 turbinas de gas SGT-800, 11 turbinas de vapor con condensadores SST-400, 22 calderas de recuperación y el sistema de instrumentación y control SPPA-T3000. El grupo industrial español TSK será responsable de los trabajos de obra civil, montaje electromecánico y diferentes equipamientos auxiliares, así como del  suministro e instalación de las respectivas subestaciones eléctricas de los proyectos.

Termoeléctrica del Sur, ubicada en el sur de Bolivia, cerca de la frontera con Argentina, estará equipada con cuatro turbinas de gas SGT-800 adicionales, cuatro turbinas de vapor y ocho calderas de recuperación.

La segunda planta, Termoeléctrica de Warnes, se encuentra en la provincia Warnes, en la región de Santa Cruz, Bolivia. Ésta será ampliada con cuatro turbinas de gas SGT-800, cuatro turbinas de vapor SST- 400 y ocho calderas de recuperación.

Para Termoeléctrica Entre Ríos, ubicada en Cochabamba, a 220 kilómetros al sudeste de La Paz, Siemens suministrará seis turbinas de gas SGT-800, tres turbinas de vapor SST- 400 y seis calderas de recuperación.

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El pasado 14 de marzo fue inaugurada la planta termosolar de Bokpoort, cerca de la ciudad de Upington, en la región de Northern Cape (Sudáfrica), construida por un consorcio liderado por las empresas españolas Sener, Acciona y TSK, y en el que participa también la sudafricana Crowie.

Este proyecto ha sido desarrollado para el grupo saudí ACWA Power en un modelo llave en mano o EPC (Engineering, Procurement and Construction) y ha requerido una inversión superior a los 300 millones de euros.

La nueva planta termosolar de Bokpoort se encuentra ya en operación y tiene una potencia de 55 MW brutos. Su tecnología es de colectores cilindro-parabólicos SENERtrough©, con un sistema de dos tanques de almacenamiento de energía mediante sales fundidas, de 1.300 MWht, que proporcionan 9,3 horas de funcionamiento.

El campo solar de esta instalación está integrado por 180 lazos, y su producción anual será de más de 230 GWh netos.

El pasado 19 de enero tuvo lugar la ceremonia de inauguración y entrada en operación de la nueva central de ciclo combinado de Saic Volkswagen Automotive Company Limited- una empresa conjunta entre la compañía china SAIC y la alemana Grupo Volkswagen. La planta contiene cuatro grupos de la última gama de turbinas de gas de MAN Diesel & Turbo: de MGT 6200.

A la ceremonia de inauguración asistieron el Prof. Jochen Heizmann, Presidente y CEO de Volkswagen Group China, y el Dr. Uwe Lauber, presidente de MAN Diesel & Turbo. “La inauguración de este sistema de cogeneración es un punto de referencia para nuestra producción de automóviles en China. La nueva planta no sólo proporciona vapor y electricidad para nuestra fábrica de coches Car Plant 3 ,aquí en SAIC Volkswagen, también significa que ya no usamos las calderas de carbón, por lo que las emisiones de CO2 se reducirán en 59.000 toneladas al año “, explicó el Prof. Heizmann durante la ceremonia.

La planta también marca el estreno de la última serie de turbinas de gas de MAN Diesel & Turbo en China, cuya orden de pedido se remonta a diciembre de 2014. Cada uno de los cuatro conjuntos de turbinas entrega potencia eléctrica accionando un generador. El uso adicional de calor residual para producir vapor aumenta la eficiencia global de la planta a más de un 80%. El vapor generado se utiliza en los trabajos de producción de la Joint Venture de Volkswagen en China.Antin-Plant-Turbine-House-01_prev-baja
“Estamos muy emocionados de estar involucrado en este proyecto”, dijo el Dr. Lauber después de la ceremonia. “Hoy hemos inaugurado una central eléctrica que cubre casi el 25% de las necesidades energéticas de una de las plantas de producción de automóviles más grande del país, que es bajo en emisiones de gases de efecto invernadero y utiliza más del 80% del combustible invertido. MAN y la industria china cuentan con una larga tradición a lo largo de varias décadas de cooperación en muchos campos tecnológicos. Ahora que el gobierno chino ha establecido unos ambiciosos objetivos para reducir la huella de carbono del país, nuestras turbinas de gas y nuestra tecnología de motores pueden ayudar a alcanzar esos objetivos y reducir las emisiones de CO2 “.

Dado el aumento de la contaminación del aire en China, el gobierno está llevando a cabo un programa activo para reducir los niveles de emisiones y aumentar la eficiencia energética. La nueva planta de cogeneración cumple con este objetivo mediante la producción de electricidad para cubrir el 100% de la demanda anual en la fábrica de coches Car Plant 3 y la cercana central de Anting, reduciendo así las emisiones de CO2 en aproximadamente un 23%.
De acuerdo con la Administración Nacional de Energía, el suministro de gas en China se espera que llegue a 400 mil millones de m3 en 2020, y el gas natural aumentará hasta representar el 10% del consumo de energía primaria. El gas natural como una fuente de energía limpia y eficiente está recibiendo cada vez más atención por parte del gobierno y poco a poco se convertirá en una de las columnas vertebrales del suministro energético de China.

Central de ciclo combinado La Laguna (México)

Iberdrola se ha adjudicado un nuevo gran proyecto de generación de energía en México, la central de ciclo combinado de Noreste, que tendrá una potencia de 850 MW y va a requerir una inversión de unos 400 M$. El ciclo combinado de Noreste, ubicado en el municipio de Escobedo, estado de Nuevo León, dará suministro de energía eléctrica a dos millones de mexicanos. La empresa tiene previsto que la central entre en funcionamiento en julio de 2018.

Según la adjudicación, que ha sido 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. Iberdrola venderá toda la energía que se produzca desde esta instalación a la CFE mexicana, mediante un contrato a 25 años con cargos fijos de capacidad. Este contrato con la CFE aporta una gran certeza a la inversión realizada, alineando el proyecto con la estrategia de Iberdrola 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, 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, y tendrá como suministrador de las calderas a la empresa estadounidense Foster Wheeler.

Iberdrola dispone en estos momentos en México de proyectos de generación de energía que suman más de 1.000 millones de dólares 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

Iberdrola está presente en México desde hace más de 15 años. A partir de entonces, y de forma ininterrumpida, ha ido incrementando sus inversiones y sus actividades hasta consolidarse como el mayor productor de electricidad privado del país. En la actualidad, 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 M$ en el país durante los próximos cinco años.

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Siemens suministrará los componentes principales de la central de ciclo combinado Keys Energy Center, ubicada en Maryland, Estados Unidos, para la empresa SNC-Lavalin Constructors Inc., que actuará como la compañía contratista EPC para el proyecto llave en mano. Los 735 MW de la central de ciclo combinado serán propiedad y estarán explotados por el Grupo Public Service Enterprise. Tras entrar en funcionamiento en la primavera de 2018, la instalación suministrará energía a más de 700.000 hogares en la región de Washington, DC.

La nueva central de ciclo combinado, alimentada con gas natural, será construida en la ciudad de Prince George, en Maryland, en un recinto de 170 acres, antiguamente utilizado para la extracción de arena y grava. Siemens entregará dos turbinas de gas SGT6-5000F, una turbina de vapor SST-5000, dos generadores de aire frío SGen-1000A, y los sistemas de instrumentación y control asociados.

La turbina de gas modelo SGT6-5000F ofrece una generación de energía sostenible, con rápida puesta en marcha para servicios de carga máxima, intermedia o base. Alcanza valores máximos de fiabilidad, superiores al 99%, y operación continua con el porcentaje de rendimiento más elevado de su clase Con más de 10 millones de horas de operación de la flota, la turbina de gas SGT6-5000F es ideal para plantas de turbina de gas y aplicaciones que aprovechan el calor residual como plantas de calefacción de distrito, en plantas de ciclo combinado, así como en plantas de ciclo combinado con gasificación integrada.

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El ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, se reunió ayer 3 de septiembre con el presidente de la Comunidad de Castilla-La Mancha, Emiliano García-Page. Durante el encuentro, el ministro propuso a García-Page “un gran pacto político para salvar, de forma conjunta, la central de ciclo combinado Elcogás en Puertollano (Ciudad Real)”.

Soria señaló que la operación de salvación ha de comportar el compromiso del Gobierno central y del Gobierno de la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha de poner sobre la mesa las cuantías necesarias.

El Gobierno central estudia aportar entre 15 y 20 M€ anuales durante los próximos cuatro años. Para ello ha de haber un “compromiso firme y público por parte de la Junta de financiar otro tanto igual”. De esta forma, entre ambos gobiernos sumarían una cuantía de 30-40 M€, y la salvación de la empresa estaría garantizada.

Una central deficitaria

La central de ciclo combinado de Elcogás funciona con una tecnología de gasificación integrada, un ciclo combinado, y aplica un proceso muy innovador que gasifica el carbón. Se trata de una tecnología limpia que genera muchas menos emisiones de CO2, por lo que contribuye a los objetivos planteados cara al año 2020 respecto a la disminución de emisiones.

Para el Gobierno de España es un objetivo prioritario que esta planta pueda mantener su funcionamiento sin perjuicio de que haya un exceso de generación. El único problema es que estas instalaciones son deficitarias y ese déficit lo asumen directamente en la factura de la luz todos los consumidores españoles.

El pasado 1 de julio de 2014, los propietarios de Elcogás solicitaron al Ministerio de Industria, Energía y Turismo la autorización administrativa para proceder a su cierre y posterior desmantelamiento, “debido a las importantes pérdidas económicas que impiden la viabilidad de la planta en el futuro”. El 31 de julio, tras informe favorable del operador del sistema y de la CNMC, el Ministerio autorizó el cierre solicitado por la empresa.

Necesidad de construir un ATC

Otro de los temas abordados durante el encuentro fue el ATC. El titular de Industria destacó que el almacén permitirá cubrir las necesidades de almacenamiento del combustible generado por las centrales nucleares españolas, que producen del orden del 22% de la electricidad. El proyecto del ATC supone 1.000 M€ de inversión lo que dinamizará la economía de la comarca. Asimismo está previsto que genere alrededor de 400 puestos de trabajo durante su construcción y de 100 durante su explotación.

El ministro recordó que en diciembre de 2004 todos los grupos políticos votaron a favor de una resolución por la que se insta al Gobierno a la construcción de un ATC. Posteriormente, en septiembre de 2010, una Comisión Interministerial constituida por el anterior Gobierno del PSOE, identificó hasta ocho posibles emplazamientos aptos para albergar esta instalación, entre los municipios que presentaron su candidatura. El actual Gobierno, a comienzos de esta legislatura, seleccionó, el municipio de Villar de Cañas, de acuerdo con la Junta de Castilla la Mancha.

Una vez seleccionado el emplazamiento, ENRESA como responsable del proyecto, procedió a la compra de los terrenos para albergar la instalación y comenzó el proceso de autorización que establece la normativa. En este sentido el pasado mes de julio, el Consejo de Seguridad Nuclear emitió un informe vinculante favorable sobre la idoneidad de los terrenos desde el punto de vista de la seguridad.

Acto seguido, la Junta de Castilla-La Mancha acordó iniciar el procedimiento para ampliar la actual Zona de Especial Protección para las Aves (ZEPA) de la Laguna Hito, de manera que el emplazamiento del ATC quedaría ahora afectado por dicho espacio protegido. Esta decisión del Gobierno de Castilla la Mancha impide conceder autorización alguna relacionada con el ATC, ya que establece un régimen preventivo de protección hasta la aprobación del Plan de Ordenación de Recursos Naturales del territorio.

Ante esta situación, José Manuel Soria ha subrayado la necesidad de construir el ATC. De no ser así, habría que construir almacenes individualizados en cada central, con el aumento de costes e ineficiencias que esto supondría, así como la dispersión de estos almacenes por el territorio nacional. Se daría, además, la paradoja de que Castilla-La Mancha mantendría entonces dos almacenes individuales al contar con dos centrales nucleares dentro su territorio.

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Iberdrola se ha adjudicado a través de su filial de ingeniería, la construcción de la central de ciclo combinado a gas de Salem, de 674 MW de capacidad instalada. El proyecto ha sido adjudicado por Footprint Power, empresa estadounidense dedicada a desarrollar iniciativas para sustituir plantas de carbón y gasoil por otras instalaciones, entre las que figuran modernas centrales de generación de energía eléctrica. El ciclo combinado a gas de Salem, ubicado a unos 30 km de Boston (Massachusetts), va a utilizar gas natural como combustible y será capaz de suministrar electricidad a 280.000 personas. Toda la central irá cubierta por un moderno edificio adaptado al entorno, que ha sido diseñado por el estudio estadounidense Cookfox Architects.

La planta que construirá Iberdrola Ingeniería, dispondrá de tecnología de última generación y va a sustituir a la central de carbón Salem Harbor Station, ubicada actualmente en el mismo emplazamiento y puesta en marcha hace 63 años, que está siendo desmantelada en estos momentos. En este sentido, la puesta en marcha del ciclo combinado de Salem propiciará que se genere una energía eléctrica más limpia en la zona y que se reduzcan, por lo tanto, las emisiones de CO2.

Otra de las ventajas que conllevará la sustitución de la antigua central de carbón por esta planta de gas será la liberación de espacio, ya que ocupará menos de la tercera parte del utilizado actualmente. El sobrante se destinará a zonas de verdes y de ocio. Además, el antiguo muelle de descarga de carbón ya ha sido utilizado como amarre de un crucero turístico y hay otros planes de futuro para este espacio.

La filial de Iberdrola se encargará de todas las fases del proyecto, lo que incluye la ingeniería, los suministros, la construcción y la puesta en marcha de la instalación. Además, acometerá los trabajos de paisajismo que se llevarán a cabo tras la finalización de las obras. La construcción de esta infraestructura energética servirá para impulsar el desarrollo económico y social de la zona, ya que se van a crear unos 600 empleos durante los trabajos y se prevé que diversas empresas locales se vean beneficiadas. En este sentido, Iberdrola Ingeniería ha apostado firmemente por la contratación de profesionales en el área de influencia de la planta como una de las claves de su implantación en la zona.

El ciclo combinado de Salem será el primero de gran potencia del mundo que incorpore el diseño Flex-Efficiency de GE. Este moderno sistema, que busca redefinir los estándares de flexibilidad operativa de las instalaciones, incluye turbinas de gas, turbinas de vapor, generadores y controles de plantas mejoradas que permiten sacar el máximo provecho a los recursos energéticos de las centrales de generación.

El pasado 28 de agosto comenzó la construcción de la central de ciclo combinado Kelar, de 517 MW de potencia, en Mejillones, Chile. Supondrá una inversión de aproximadamente 600 millones de dólares y está prevista su entrada en funcionamiento para octubre de 2016. Desde el Ministerio de Energía se valoró con optimismo esta inversión, ya que consideran que el sector energético es el que más atrae a los inversores extranjeros en este país.

La central estará integrada en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que será conectado a su vez con el Sistema Interconectado Central, de modo que el excedente de energía producido por esta central será suministrado a este.

Se enmarca dentro de los objetivos de la Agenda de Energía fijada por el Gobierno de Chile, representando el ingreso de un nuevo actor al sector de generación, lo que elevará el nivel de competencia; además funcionará con gas natural, cuya participación en la matriz energética se trata de aumentar, desplazando al diésel, más caro y contaminante.

Este gas natural licuado (GNL) lo suministrará Gas Natural Fenosa, dentro de su estrategia global, que incluirá el proyecto Sabine Pass, propiedad de Cheniere Energy, que se está construyendo en Estados Unidos.

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La reducción de la demanda eléctrica y la infrautilización de los Ciclos Combinados ha obligado a estas centrales a hibernar o realizar múltiple paradas y arranques en tiempos record en función de la demanda de electricidad. En el momento en que las condiciones de mercado de una central no permiten siquiera la recuperación de los costes fijos de explotación, la hibernación parece una buena alternativa. Sin embargo, el proyecto de Ley de Reforma del Sistema Eléctrico plantea múltiples interrogantes que, aunque en proceso de análisis, aún plantean una gran problemática.

Los Responsables de Operación y Mantenimiento de estas instalaciones se esfuerzan en conservar una tecnología que lleva meses y/o años sin operar a la espera de que se aclaren las dudas sobre un posible RD de hibernación.


Tras el éxito en anteriores ediciones, iiR presenta de nuevo su programa Técnicas de Conservación de CC.CC. en Parada con el objetivo de ofrecer un abanico de múltiples técnicas y experiencias en materia de conservación para hacer frente a la coyuntura actual. Un seminario de carácter práctico en el que podrá:

  • Analizar todos los parámetros a considerar previos a la conservación
  • Presentar las técnicas de conservación de una CTCC
  • Estudiar los aspectos críticos en las conservaciones en parada larga y en parada corta
  • Analizar cómo debe ser un programa de desconservación
  • Aprender a realizar un balance técnico, económico y de RR.HH. de un proceso de conservación

Tendrá lugar el 23 de Septiembre de 2014 en Madrid.

EnerSur, una de las principales compañías de generación de energía eléctrica en Perú y parte del grupo GDF Suez, ha seleccionado a Técnicas Reunidas (TR) junto a la peruana JJC Contratistas Generales para la ejecución del contrato de diseño y construcción de una nueva central de generación de energía eléctrica en Ilo, en el sur de Perú.
La nueva central contempla la instalación de tres turbinas de gas con combustible dual con una potencia neta total de 500 MWe ±20%. El alcance del proyecto incluye los servicios de ingeniería, suministro, construcción y puesta en marcha hasta operación comercial. La instalación permitirá a EnerSur hacer frente a sus obligaciones de garantía de potencia en el programa de reserva fría “Nodo Energético del Sur”, que aportará una mayor seguridad de suministro eléctrico a los consumidores finales, incluyendo consumidores domésticos e importantes proyectos mineros en el sur de Perú.


El contrato ha sido adjudicado por aproximadamente 240 millones de dólares, y el importe correspondiente a TR es la mitad de esta cantidad. Tras la firma del contrato, el cliente dará una orden de ejecución limitada a la que seguirá la orden de ejecución final, prevista para octubre de este año. La planta estará en operación 23 meses tras la orden de ejecución final.
Con este contrato TR amplía su relación con el grupo GDF Suez, tras la finalización del ciclo combinado de Montoir de Bretagne en Francia, el terminal de GNL de Mejillones en Chile y el proyecto en curso de Touat Gaz en Argelia.
TR acumula una larga presencia en el mercado latinoamericano pero este será su primer proyecto en Perú en el negocio de la generación de energía eléctrica, tras completar con éxito proyectos en Europa y Oriente Medio.
EnerSur es la primera compañía privada en generación de energía eléctrica en Perú, y forma parte del grupo GDF Suez.

SEDICAL
COMEVAL