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Sener está a punto de comenzar las pruebas finales de la central solar termoeléctrica Noor Ouarzazate III, de 150 MW, tras completar, en agosto, la primera sincronización a la red marroquí. Con estos hitos, Sener arranca la última fase que precede a la operación comercial de la central y su entrega final al cliente.

Noor Ouarzazat III es la segunda central con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas que diseña y construye Sener, además de aportar su propia tecnología, y una de las primeras del mundo en aplicar a escala comercial esta configuración. La alta capacidad de producción de esta tecnología – las sales fundidas alcanzan mayor temperatura que en otras configuraciones de termosolar, lo que maximiza la eficiencia termodinámica – permite gestionar la energía solar en ausencia de radiación directa y responder a los picos de demanda. Se trata de una característica única de la energía solar termoeléctrica, que modifica sustancialmente el papel de las energías renovables en el suministro global de energía.

En Noor Ouarzazate III, Sener es responsable de la ingeniería conceptual y básica de la planta, la ingeniería de detalle y el suministro de los equipos del sistema de almacenamiento térmico, así como de la ingeniería y la construcción del campo solar y del receptor de sales fundidas, y de la puesta en marcha integrada de toda la planta, cuya entrega al cliente está prevista para finales de 2018.

Noor Ouarzazate III se compone de un campo solar de 7.400 heliostatos HE54 (diseñados y patentados por Sener), que dirigen la radiación solar hacia un receptor ubicado en lo alto de una torre, a una altura de 250 m, gracias al sistema de seguimiento muy preciso, también patentado por la empresa. Sener ha sido igualmente responsable del diseño y construcción del receptor de alta potencia de más de 600 MW térmicos, desarrollado en colaboración con empresas marroquíes. Noor Ouarzazate III está también equipada con un sistema de almacenamiento en sales fundidas que permite a la planta continuar produciendo electricidad durante 7,5 horas en ausencia de radiación solar y que garantiza la capacidad de gestión o ‘dispachabilidad’ de la energía. Además de estos elementos clave, Sener ha suministrado el sistema de control integrado de receptor y campo solar.

El director regional de Sener en Marruecos, Anas Raisuni, declaraba: “La sincronización de Noor Ouarzazate III es el último hito antes de la entrega de la planta a ACWA y MASEN. Con su inversión visionaria en energía solar, MASEN ha asegurado el suministro de una electricidad limpia, sostenible y segura para Marruecos, desarrollando al mismo tiempo la industria nacional en un sector tan puntero como es la energía solar termoeléctrica. Nos sentimos muy orgullosos de haber colaborado con estas dos entidades (ACWA y MASEN), mediante el diseño y la construcción de una de las centrales CSP más avanzadas del planeta. Una vez en operación comercial, Noor Ouarzazate III marcará un punto de inflexión en el panorama mundial de la energía solar termoeléctrica y consolidará la posición de Sener como empresa de ingeniería líder en este sector, y una de las más innovadoras como proveedor de tecnología”.

Noor Ouarzazate III forma parte del complejo solar Noor, el mayor del planeta, ubicado en Uarzazat (Marruecos) y dirigido por MASEN. En dicho megaproyecto, Sener forma parte del consorcio constructor llave en mano de las centrales Noor Ourzazate I y Noor Ouarzazate II, ambas con tecnología de captadores cilindro-parabólicos SENERtrough®, y Noor Ourzazate III, con innovaciones evolucionadas con respecto a las aplicadas en Gemasolar, una planta diseñada y construida por Sener, que fue la primera del mundo en operación comercial con tecnología de torre central y sistema de almacenamiento en sales fundidas.

La empresa pública de vivienda y urbanismo del Gobierno de Navarra ha iniciado ya los trámites para licitar la puesta en marcha y explotación de la Central de Calor de la Txantrea, un novedoso y ambicioso proyecto vinculado a la rehabilitación energética de este barrio pamplonés, que dará suministro a las redes de calor y agua caliente de más de 4.500 viviendas y varios edificios dotacionales, utilizando además la biomasa forestal como fuente de energía renovable.

El proyecto de Nasuvinsa está impulsado y arropado de forma transversal por tres equipos del Gobierno de Navarra –los departamentos de Desarrollo Económico, Derechos Sociales y Desarrollo Rural y Medio Ambiente que dirigen Manu Ayerdi, Miguel Laparra e Isabel Elizalde-, en cuanto que supone una innovadora iniciativa en materia de transición energética, rehabilitación de vivienda y sostenibilidad medioambiental, respectivamente.

En este sentido, la utilización de la biomasa forestal como fuente renovable de origen local, la introducción de la eficiencia energética en la rehabilitación de edificios o la reducción en un 80% de emisiones de gases de efecto invernadero en este ámbito son algunos de los factores que convierten a la Central de Calor de la Txantrea en un proyecto pionero en el Estado.

La sociedad pública de vivienda y urbanismo del Gobierno de Navarra ha publicado en el Boletín Oficial de Navarra (BON) el período de información pública, durante un mes, del anteproyecto de construcción y explotación de la red de calor en el barrio de la Txantrea, así como del estudio de viabilidad del posterior contrato de concesión.

Un proyecto vinculado a Efidistrict

Nasuvinsa ha pilotado en la Txantrea, en colaboración con el Ayuntamiento de Pamplona, el pionero proyecto Efidistrict de rehabilitación y regeneración energética integral –envolventes térmicas y renovación de redes-, cuyas primeras obras arrancaron hace ahora un año en una veintena de edificios de las agrupaciones de vivienda social de Orvina y que ahora ha duplicado su ámbito de actuación, extendiéndose a otras zonas del barrio. Esta novedosa intervención urbanística global, que contribuirá a transformar el barrio de la Txantrea, se complementa ahora con la licitación, instalación y explotación de una Central de Calor de inversión público-privada.

La central térmica estará ubicada en el acceso a Orvina por la Ronda Norte (PA-30) –en tres parcelas compartidas por los municipios de Pamplona y Burlada, que han sido elegidas por su ubicación y ser de titularidad pública- y, tras el proceso de licitación del proyecto, adjudicación de las obras y período de construcción, estará ya en pleno rendimiento en 2020, ampliándose a una segunda fase a partir de 2023. En la primera fase tendrá una capacidad de producción térmica de 14,5 MW y tres años después se duplicará hasta alcanzar los 29 MW.

Esta infraestructura alimentará inicialmente las redes de calefacción y agua caliente de más de la mitad de las 8.000 viviendas que integran la Txantrea, con vocación de extender también el suministro al resto del barrio y al municipio colindante de Burlada, así como a varios edificios asistenciales y de servicios situados en el entorno de la central, como el Centro Psicogeriátrico San Francisco Javier.

La central de la Txantrea implica en su conjunto una inversión total de más de 13,6 M€ entre las dos fases. La sociedad pública Nasuvinsa invertirá 6,4 M€ en obras y urbanización para poner en marcha el proyecto –con 3 M€ procedentes del fondo europeo Feder- y el resto de la inversión –otros 7,2 M€ en dos fases- correrá a cargo de la empresa que resulte adjudicataria en el procedimiento de licitación que se abrirá después del verano, que regulará el contrato de concesión para la construcción y explotación de la central por un período de 25 años. La concesionaria será retribuida directamente por medio del precio que abonen los vecinos usuarios de su servicio y, a su vez, abonará a Nasuvinsa un canon anual por la explotación.

Los beneficios del uso de la biomasa

El proyecto destaca especialmente por la utilización de la biomasa forestal como combustible de generación energética en un 90% -el máximo en este tipo de instalaciones- y la central se servirá de gas natural únicamente en el 10% restante, de forma subsidiaria y como alternativa para cubrir los principales picos de demanda. La biomasa como fuente de energía renovable, alternativa a los actuales combustibles fósiles como el gasóleo o el gas, permite disminuir la dependencia energética exterior, además de considerarse neutra en emisiones de CO2 y de facilitar la generación de empleo local en el ámbito rural.

El uso de la biomasa como combustible proporcionará una calificación energética A para todas aquellas viviendas que se conecten a la red de calor de esta nueva central, lo que supone, teniendo en cuenta que los edificios de este ámbito fueron construidos antes de 1980, la mejora de al menos una letra en la escala.

Además, el volumen de biomasa que se estima requerirá la central térmica de la Txantrea para su funcionamiento rondará entre las 6.000 y 13.000 toneladas anuales, lo que va a permitir la creación de una cadena logística estable que garantizará unos ingresos importantes a las entidades locales suministradoras de recursos forestales implicadas en el proyecto.

En cuanto a los beneficios ambientales, la centralización de la producción térmica de la Txantrea en una sola infraestructura va a permitir la supresión de 15 puntos de emisión de GEI situados entre las viviendas del interior del barrio –reduciéndolas a 13.000 tCO2eq, lo que supone una disminución del 80%-, además de otras ventajas relacionadas por la gestión del ahorro de consumo energético o la utilización de una fuente renovable.

En cuanto a la red de distribución de calor, el proyecto de la Txantrea contempla desplegar 4,5 km de trazado, que puede ir ampliándose en función de la demanda, enterrado en una zanja que transportará la energía desde la central de producción hasta los puntos de intercambio en los edificios o grupos de calor existentes. La misma zanja dispondrá de canalizaciones para el paso de cableado de fibra óptica que permitirá monitorizar el funcionamiento de la central, tanto de la red como de los puntos de entrega de energía a los clientes en tiempo real.

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.

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.