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El consorcio formado por Sacyr Industrial y Ormat se ha adjudicado la construcción de una planta geotérmica en Potosí (Bolivia). El proyecto, licitado por la eléctrica estatal boliviana Ende Corporación, comprende la ingeniería de detalle, el suministro de equipos y materiales, la construcción civil y montaje y la puesta en marcha (contrato EPC).

La planta de Laguna Colorada es un proyecto pionero en Sudamérica y se convertirá en la geotérmica situada a mayor altitud del mundo (4.980 metros sobre el nivel del mar), con los desafíos que esto lleva asociados.

El importe del contrato es de 18 M$ (16 M€) y se ejecutará durante un periodo de 24 meses.

Planta piloto

La planta piloto Laguna Colorada tiene como finalidad evaluar las reservas geotérmicas de la zona, en el sur del país. Este proyecto de energía renovable es previo a la construcción de una planta de generación de 100 MW en el mismo campo geotérmico, que permitirá dotar de energía eléctrica a comunidades locales que actualmente carecen de ella.

La generación eléctrica con geotermia es un proyecto estratégico para Bolivia dentro de su plan para suministrar electricidad a zonas rurales desabastecidas, así como para convertirse en un país exportador neto de energía.

Proyecto tecnológico

El proyecto consiste en una planta geotérmica piloto de ciclo binario, que aprovecha 132.000 kg/h de fluido geotérmico extraído de la profundidad del terreno a 170°C para producir 5,6 MW de energía eléctrica, y devolviéndolo posteriormente al reservorio geotérmico por reinyección en un pozo a 1,5 km de distancia de la planta.

La energía eléctrica generada será evacuada al Sistema Interconectado Nacional boliviano a una tensión de 230 kV.

A medida que el coste de las tecnologías limpias sigue cayendo, en 2016 se agregaron en todo el mundo niveles sin precedentes de capacidad de energía renovable, con un nivel de inversión un 23% inferior al del año anterior, según un nuevo informe publicado por UN Environment, el Frankfurt School-UNEP Collaborating Centre y Bloomberg New Energy Finance. “Tendencias Mundiales de la Inversión en Energía Renovable 2017”, muestra que eólica, solar, biomasa y valorización energética de residuos, geotérmica, hidroeléctrica y energía marina agregaron 138,5 GW a la potencia mundial en 2016, un 8% más que los 127,5 GW añadidos el año anterior. La capacidad de generación agregada es aproximadamente igual a la de las 16 mayores instalaciones de generación de energía existentes en el mundo.

La inversión en capacidad renovable fue aproximadamente el doble que en generación mediante combustibles fósiles; la correspondiente nueva potencia renovable equivalió al 55% de toda la nueva potencia, la más alta hasta la fecha. La proporción de electricidad procedente de fuentes renovables, excluyendo la hidroeléctrica de gran tamaño, aumentó del 10,3% al 11,3%. Esto evitó la emisión de aproximadamente 1,7 Gt de CO2.

 

La inversión total, excluyendo la gran hidroeléctrica, fue de 241.600 M$, la menor desde 2013. Esto fue resultado, en gran parte, de la caída de costes: el gasto promedio de capital en $/MW para solar fotovoltaica, eólica terrestre y eólica marina, cayó más de un 10%, mejorando la competitividad de estas tecnologías. Mientras que gran parte de la caída de la financiación se debió a la reducción de los costes de las tecnologías, el informe documentó una desaceleración en China, Japón y algunos mercados emergentes durante el año, por una variedad de razones.

Las nuevas inversiones en energía solar en 2016 totalizaron 113.700 M$, un 34% menos que el máximo histórico de 2015, debido principalmente a las fuertes reducciones de costes y a la ralentización real de la actividad en dos de los mercados más grandes, China y Japón. India vio la construcción del complejo solar de Ramanathapuram en Tamil Nadu, considerado el proyecto fotovoltaico más grande del mundo, con unos 648 MW.

La eólica siguió muy de cerca a la solar, con una inversión global de 112.500 M$, un 9% menos a pesar del auge de los proyectos eólicos marinos. Sin embargo, mientras que las adiciones de potencia solar crecieron en el año hasta un record de 75 GW, muy por encima de 56 GW, las adiciones de potencia eólica cayeron de nuevo a 54 GW en 2016, desde el máximo del año anterior de 63 GW.

Los sectores más pequeños de las energías renovables tuvieron una fortuna variada en términos de inversión el año pasado. Los biocombustibles cayeron un 37% a 2.200 M$, la menor durante al menos 13 años; la biomasa y los residuos se mantuvieron estables en 6.800 M$ y la pequeña hidroeléctrica en 3.500 M$; mientras que la geotérmica se recuperó un 17% con 2.700 M$ y la marina cayó un 7% con 194 M$.

La inversión en energía renovable en 2016 mostró tendencias cambiantes entre las regiones, así como entre los países líderes. Las cuotas relativas de inversión mundial en 2016 las principales regiones fueron las siguientes: China representó el 32% de toda la financiación de energías renovables, excluyendo gran hidroeléctrica, y Europa el 25%. EE.UU. representó otro 19% y Asia-Oceanía, excluyendo China e India, se situó en el 11%. India. El resto de América representó un 4% con Brasil, Oriente Medio y África cada una con un 3%.

 

Las inversiones en energía renovable en los países en desarrollo cayeron un 30% con un total de 117.000 M$, mientras que en las economías desarrolladas la inversión cayó un 14%, con 125.000 M$.

 

Las “tres grandes” economías en desarrollo, China, India y Brasil experimentaron un retroceso combinado del 28% en la inversión, con 94.700 M$, pero esto disfraza diferentes tendencias en cada una. China fue de nuevo el lugar donde se comprometieron más dólares, pero su total de 78.300 M$ es un 32% inferior al de 2015 y el más bajo desde 2013. Esto rompió una secuencia de 12 años de aumento de la inversión año tras año. China también invirtió 4.100 M$ en energía eólica marina, su cifra más alta hasta la fecha. India registró una inversión de 9.700 M$ en 2016, igualando 2015 y su promedio desde 2010. Brasil contínua año tras año sin mucha señal de una tendencia al alza, y de hecho la cifra del año pasado de 6.800 M$, es un 4% y la segunda más baja desde 2006.

México, Chile, Uruguay, Sudáfrica y Marruecos registraron caídas del 60% o más, debido al crecimiento más lento de lo esperado en la demanda de electricidad y los retrasos en las subastas y la financiación. Jordania fue uno de los pocos mercados nuevos que resistió la tendencia, con una inversión que aumentó un 148%, llegando a 1.200 M$.

Entre las economías desarrolladas, EE.UU. vio caer la inversión un 10%, a $ 46.400 M$, aproximadamente en línea con su promedio desde 2011, aunque un 10% menos que en 2015, ya que los promotores se tomaron su tiempo para construir proyectos para beneficiarse de los cinco años de ampliación del sistema de crédito tributario.

La inversión en Europa se ha estabilizado en los últimos años tras caer de máximos de más de 100.000 M4/año durante los auges de Alemania e Italia de 2010-11. En 2016, alcanzó los 59.800 M$, un 3% más que el año anterior, liderado por Reino Unido (24.000 M$) y Alemania (13.200 M$). Dos de las principales características fueron la financiación de proyectos eólicos marinos y el nuevo capital suscrito por Innogy al cotizar en el mercado de valores de Frankfurt. La eólica marina (25.900 M$) dominó la inversión de Europa, un 53% más gracias a los mega-proyectos, como el proyecto Hornsea de 1,2 GW en el Mar del Norte, que costará unos 5.700 m$.

El signo más esperanzador en 2016 para el futuro verde del sistema eléctrico mundial fue una sucesión de ofertas ganadoras de energía solar y eólica en subastas en todo el mundo, a tarifas que parecerían inconcebiblemente bajas sólo hace unos años. Los registros establecidos el año pasado fueron de 29,10 $/MWh para la energía solar en Chile y 30/$ MWh para la energía eólica terrestre en Marruecos, pero hubo otros resultados llamativos para las subastas de Dubai a India y de Zambia a México y Perú.

La Xarxa Espavilada d'Olot. Ganador Obra Construida 2017

El proyecto de red urbana de calor y frío del centro de Olot surge de la necesidad de reducir los consumos del sector de la edificación y sus emisiones asociadas. Este proyecto de reconversión urbana ha dado como resultado la construcción de la primera red urbana de calor y frío que se nutre exclusivamente de energías renovables: geotérmica, fotovoltaica y biomasa, bautizada como Xarxa Espavilada; y por lo tanto significa un paso adelante en la transición hacia una ciudad neutra en carbono. En el desarrollo del proyecto ha sido de vital importancia el trabajo conjunto y la colaboración de la iniciativa pública (Ayuntamiento de Olot) y privada (UTE Gas Natural Fenosa-Wattia Innova), que han aportado una solución con un gran beneficio social y ambiental, tal y como destacó el Presidente de la Generalitat, Carles Puigdemont, en la inauguración del proyecto, que tuvo lugar el pasado 3 de marzo. Solo unos días después, el proyecto recibió el Premio a la Excelencia Energética 2017 de la Generalitat de Cataluña.

Crear dentro de la ciudad nuevos puntos de generación y distribución de energía, forma parte de la gran transición hacia ciudades bajas en carbono. La centralización de la producción y su acercamiento a los consumidores, adaptando las fuentes al contexto tanto en cuanto a demanda como a oferta, está muy presente en el proyecto de Olot, donde los consumos (según horarios y cantidades) han llevado a una producción aquilatada mediante geotermia, fotovoltaica y biomasa; consiguiendo que el 93% de la energía primaria que se consume en la red provenga de energías renovables.

 

La inserción de la central dentro de un edificio existente, el antiguo hospital de Sant Jaume, demuestra que la rehabilitación de edificios es una parte muy importante de la transición energética. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2017

La generación geotérmica mostró un crecimiento fuerte y sostenido en 2016 de acuerdo con un informe, publicado el pasado octubre, por la Asociación Norteamericana de Energía Geotérmica (GEA, por sus siglas en inglés). Cuando se completen los proyectos que ahora están en desarrollo, la potencia mundial, fuera de EE.UU., se podría incrementar en un 25% de acuerdo con GEA. El informe indica que entre marzo y septiembre de 2016 comenzó el desarrollo de un total de 44 nuevos proyectos de generación eléctrica mediante geotermia, repartidos en 23 países, que suman 1.562,5 MW. Esto eleva la nueva potencia geotérmica en desarrollo en el mundo a 2.277,5 MW, con 72 proyectos repartidos por 23 países.

 

La tasa de crecimiento en el período excede el desarrollo anual de los dos años anteriores. Si se mantiene esta tasa de crecimiento, la producción eléctrica geotérmica mundial podría crecer de los 13,8
GW actuales a más de 23 GW en 2021. De acuerdo con GEA, los proyectos en desarrollo representan una inversión de 9.000 M$. El informe incluye en sus estimaciones solo los proyectos fuera de EE.UU., y por lo tanto, muestra una estimación conservadora.

En particular, 70 países han identificado potencial para generación eléctrica con geotermia y 26 países ya producen energía a partir de sus fuentes geotérmicas, este número se elevaría a 30 cuando los proyectos identificados se pongan en marcha. Leer más…

Artículo publicado en: FuturENERGY Marzo 2017

La energía geotérmica ha alcanzado un punto crítico de impulso con menor riesgo: no es sólo un gran complemento para energías intermitentes como la solar y la eólica, es un negocio inteligente. Una publicación reciente de James Jackson, Jefe de Desarrollo de Negocio de Thermal Energy Partners, señala las oportunidades de este sector en EE.UU.

Actualmente en EE.UU., hay alrededor de 12 estados que producen electricidad. Con unos 3.600 MW de producción de energía geotérmica procedentes de estos 12 estados, todavía hay otros 30.000 MW de recursos convencionales que aún no han sido aprovechados por los promotores. Esta es una gran oportunidad para que los inversores ofrezcan grandes beneficios, creen más empleos verdes y generen electricidad cero emisiones en carga base a una tarifa más competitiva. A pesar de que el enfoque convencional para el desarrollo geotérmico requiere millones de dólares de inversión en pozos de exploración y prueba, ahora hay otras formas de determinar la idoneidad o longevidad de los recursos de calor a menor costey en un plazo más corto.

 

Basado en este enfoque, el número de estados que pueden producir energía geotérmica ha aumentado de 12 estados a 42 estados y puede hacerlo económicamente. Esto da oportunidad a nuevos proyectos en muchos más lugares y a más tipos de clientes de los se pudieran imaginar previamente. Dentro de una revisión de 42 estados, el Laboratorio de Investigación Geotérmica de SMU ha estimado en EE.UU. que podrían desarrollarse 425,757 MW de energía geotérmica adicional y Texas, por ejemplo, podría representar el 10% de esa estimación. La primera planta de energía geotérmica (piloto) de Texas fue operada a principios de los 90 cerca de Houston (por el Departamento de Energía y la Universidad de Texas). Los datos de los resultados de este proyecto piloto todavía se están utilizando hoy para medir los recursos en este estado.

Nuevas técnicas (utilizando algoritmos) para medir los recursos geotérmicos se está utilizando para mapear otros lugares en todo el mundo para aumentar la confianza de los inversores. Desde el punto de vista de una compañía eléctrica o un gran consumidor de energía en un mercado desatendido, esto es una gran noticia. Cuando el sol ya no brilla o el viento deja de soplar, los operadores de la red dependen de fuentes de energía fósil para complementar y equilibrar la carga para poder transmitir una electricidad constante. Ahora, los operadores de la red miran cada vez más a la geotermia como un fuerte complemento renovable a las energías solar o eólica. Las compañías eléctricas han encontrado que la geotérmica posee los atributos de un recurso de carga base con cero emisiones de carbono.

Basado en estos avances junto con otros desarrollos de tecnología de petróleo y gas, el riesgo para la inversión de capital es ahora mucho más bajo que nunca para los proyectos geotérmicos. EE.UU. y muchos otros países (con recursos geotérmicos mapeados) sólo pueden beneficiarse de estos nuevos desarrollos para aprovechar este recurso renovable que no depende de los subsidios para ser económico.

La primera planta geotérmica de Sudamérica, Cerro Pabellón, construida por filial de energías renovables de Enel Group, Enel Green Power Chile Ltda. (EGPC) y la empresa estatal chilena de hidrocarburos Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) ha comenzado a suministrar electricidad al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) que da servicio al norte de Chile.

Cerro Pabellón, de 48 MW, está ubicada en Ollagüe, en la región de Antofagasta, a 4.500 m sobre el nivel del mar en el Desierto de Atacama, y es la primera planta geotérmica de alta entalpía a gran escala en el mundo construida a tal altura. La planta está constituida por dos unidades con una potencia bruta de 24 MW y es propiedad de la empresa conjunta Geotérmica del Norte (GDN), de la cual Enel Green Power Chile posee el 81,7% y Enap el 18,3%.

Una vez que esté en pleno funcionamiento, la planta será capaz de producir alrededor de 340 GWh al año, lo que equivale a las necesidades de consumo de más de 165.000 hogares chilenos, evitando la emisión anual a la atmósfera de más de 166.000 t de CO2.

Cerro Pabellón incorpora tecnología geotérmica avanzada, lo que la hace muy adecuada a las condiciones extremas de una zona marcada por la elevada oscilación térmica y la gran altitud geográfica. Para generar energía, la planta extrae el fluido geotérmico del yacimiento encontrado durante la fase de exploración del proyecto, y una vez que el fluido ha completado la generación de electricidad, se inyecta de nuevo en el reservorio, garantizando la sostenibilidad a largo plazo del recurso.

Exergy continúa su crecimiento en el mercado turco. La empresa italiana, especialista en el diseño y fabricación de sistemas de Ciclo Orgánico de Rankine, conocida por su pionera tecnología de Turbina de Flujo de Salida Radial, ha firmado un nuevo contrato con su cliente Bestepeler Enerji Üretim Ticaret A.s., para el suministro de una planta de energía geotérmica ORC de 24 MWe para un campo geotérmico ubicado en la región de Aydin, en la zona de Germencik.

Exergy proporcionará al cliente un sistema ORC de dos niveles de presión equipado con dos turbinas de flujo de salida radial, una para cada nivel de presión, para producir en conjunto 24 MWe de electricidad a partir de un fluido de media entalpía. Estas grandes turbinas siguen demostrando la idoneidad de la configuración del flujo de salida radial en todos los tamaños. El ciclo ORC empleará un sistema de condensación refrigerado por aire, evitando así el uso de agua.

El equipamiento para la unidad ORC será fabricado en el taller de Exergy en Izmir, Turquía, lo que permite al cliente aprovecharse de la mayor tarifa de inyección a red que asigna el Ministerio turco a las tecnologías fabricadas en Turquía. La fábrica, que lleva abierta dos años, ya ha producido 20 turbinas adecuadas para conseguir el aumento de tarifa. La firma de este nuevo contrato eleva la cartera de Exergy a 360 MWe, con 336 MWe correspondientes a aplicaciones geotérmicas.

Turboden ha diseñado y fabricado una turbina única de 16 MW de potencia eléctrica para ser operada por Geoen – MB Holding en una planta geotérmica en Velika Ciglena (Croacia). El proyecto Velika Ciglena, que comenzará a funcionar en 2017, explotará vapor y agua caliente a 170 °C para producir electricidad para inyectar en la red eléctrica local.

La región de Velika Ciglena está situada en la subdepresión de Bjelovar, al noreste de Croacia. El depósito fue descubierto en 1990 por el INA-Naftaplin, durante una exploración subterránea de petróleo. El petróleo nunca fue encontrado, en cambio, se descubrió un potencial prometedor para la energía geotérmica.

El turbogenerador ORC con una turbina axial de 5 etapas, diseñado y fabricado por Turboden, optimiza el rendimiento con una velocidad de rotación de 1.500 rpm, garantizando al mismo tiempo valores mínimos de vibración (alrededor de 1 mm / segundo) y buen funcionamiento. Gracias a las 5 etapas axiales de la turbina, la planta brindará un comportamiento altamente eficiente en todas las condiciones ambientales, así como a diferentes niveles de entrada.

Velika Ciglena project, with the cutting-edge 16 MW ORC turbine, proves the technological reference of Turboden as main producer of large binary ORC plants, while the latest geothermal ORC plants delivered from Europe to Japan, confirm the success of Turboden with field proven performances and reliability.

El ciclo de nivel de presión única seleccionada por Turboden es la elección óptima de acuerdo con la mejor combinación de curvas de intercambio de calor y la configuración más simple de la instalación. Gracias a esto, es posible lograr un 4% más de potencia neta de salida con un ahorro del 8% de gasto de capital, en comparación con posibles soluciones alternativas.

El proyecto Velika Ciglena, con la última generación de turbina ORC de 16 MW, demuestra la referencia tecnológica de Turboden como principal productor de grandes plantas ORC binarias, mientras que las últimas plantas geotérmicas ORC entregadas desde Europa a Japón, confirman el éxito de Turboden con rendimientos y fiabilidad probados en campo.

Investigadores europeos y mexicanos trabajarán conjuntamente para aprovechar nuevas fuentes de energía geotérmica en el contexto de GEMex, un proyecto internacional que ha sido seleccionado en una convocatoria conjunta lanzada por la UE y México. Carlos Moedas, Comisario Europeo de Investigación, Innovación y Ciencia, y Pedro Joaquín Coldwell, Secretario de Energía de México, anunció el resultado en el marco de la Reunión Ministerial de Energía Limpia celebrado el 2 de junio en San Francisco.

El Comisario Moedas declaró: “Los enormes recursos geotérmicos de México ofrecen una oportunidad única para aplicar y afinar tecnologías de producción que se están desarrollando en Europa Es un excelente ejemplo de cómo articular los esfuerzos de trabajo en beneficio de todos los involucrados Pero esto es sólo el principio de una fructífera cooperación entre la UE y México sobre tecnologías de energía renovable“.

El Secretario Coldwell dijo: “La cooperación en energía geotérmica entre México y la Comisión Europea representa un esfuerzo conjunto para avanzar y aplicar los avances tecnológicos en las tecnologías geotérmicas. México es uno de los países líderes en la generación de energía geotérmica y la colaboración con sus homólogos europeos estimulará aún más el desarrollo tecnológico y marca el primer paso en la cooperación tecnología en energía renovable entre la Comisión Europea y México“.

La UE y México contribuyen por igual al proyecto de 20 M€. La participación de la UE procede de Horizonte 2020, su programa de investigación y financiación de la innovación de 77.000 M€ (2014 – 2020), y el otro de México del Fondo de Sustenibilidad Energética (SENER) – Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT).

GEMEX desarrollará métodos innovadores de acceso a los vastos recursos térmicos de la tierra ahora atrapados en formaciones geológicas variables. El objetivo final es hacer esta fuente de energía renovable rentable y asequible, para la producción de electricidad y de calor. El proyecto se adherirá a las normas ambientales más estrictas y abordará cuestiones en torno a la aceptación social de la tecnología.

El proyecto de tres años comenzará en otoño de 2016. Es un ejemplo de éxito de la cooperación internacional en el Acuerdo Bilateral de Ciencia y Tecnología de Cooperación UE-México. La llamada se puso en marcha, coordinada por el Secretario Coldwell y el Comisario Moedas, durante su visita a México en noviembre de 2015.

El acceso a las tecnologías de energías renovables asequibles y fiables es un desafío global que los países tienen que afrontar juntos con el fin de limitar los efectos del cambio climático de la era moderna por debajo de 2 °C, tal como acordaron el año pasado los participantes de la Conferencia sobre Cambio Climático de las Naciones Unidas (COP 21) en París. La UE contribuye a los esfuerzos mundiales en la lucha por descarbonizar la economía para el año 2050. Teniendo en cuenta que alrededor del 50% del consumo de energía primaria de la UE se utiliza para producir calor, encontrar maneras de aprovechar el calor geotérmico de forma económica y segura es una parte clave de la transición a la energía baja en carbono.

Stillwater es la primera central del mundo que combina una planta de energía geotérmica binaria de media entalpía con tecnología termosolar y fotovoltaica.

Mediante la combinación de tecnologías de generación de diferentes perfiles en una planta de producción, se aumenta la disponibilidad energética y la intermitencia energética se ve reducida.

Las energías geotérmica y solar (térmica y fotovoltaica) son complementarias, es decir, la producción solar es mayor durante los días más soleados y calurosos del año, mientras la eficiencia térmica de la planta geotérmica es menor. el aumento de potencia entregada en las horas de pico permite también un mayor perfil de producción de almacenamiento. Además compartir la misma infraestructura permite un ahorro de costes y la reducción del impacto medioambiental de la planta por un por unidad de energía producida y entregada.Sin-título-1

Además, los resultados de investigaciones entre marzo y diciembre de 2015 confirman que la combinación de una instalación termosolar de 2 MW con la planta geotérmica de 33,1 MW de Stillwater aumenta de la producción global en un 3,6% comparado con la producción de energía geotérmica solamente. Estas conclusiones fueron respaldadas por los resultados de un estudio sobre la integración de la energía termosolar y geotérmica. Es la primera vez que datos empíricos de una planta híbrida comercial validan un modelo híbrido teórico. Este proyecto se realizó en el marco del Acuerdo Cooperativo de Investigación y Desarrollo (CRADA) con el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) y el Laboratorio Nacional de Idaho (INL), bajo la supervisión de la Oficina del Departamento de Tecnologías de Energía Geotérmica de EE.UU..

La planta de Stillwater Comenzó su actividad en 2009 con la terminación de la planta geotérmica. Desde entonces, la planta ha servido como centro de innovación para Enel Green Power (EGP).
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En 2012, la compañía añadió una unidad de energía solar fotovoltaica de 26,4 MW a la planta geotérmica – en el momento uno de los mayores sistemas fotovoltaicos de su tipo en Estados Unidos. En 2015, la compañía desarrolló un sistema de energía termosolar para operar en conjunto con la estación de energía geotérmica existente Stillwater. Mediante la combinación de tres fuentes renovables en el mismo lugar, por primera vez, EGP aprovechaba plenamente activos ya instalados, creando una planta global más eficiente y productiva.

COMEVAL