Sólo en 2018, China instaló la potencia equivalente a 10 centrales nucleares en energía solar. Y es que según los datos de la Agencia Internacional de la Energía, el 60% de los paneles solares se construyen en China. A corto plazo desprenderse del carbón es inviable, pero la misma agencia estima que para 2040, la mitad de la producción energética del gigante chino será con fuentes renovables.

Para producir energía solar se necesitan varios factores, pero dos de ellos son el espacio y las zonas con fuerte incidencia del sol. Como puede anticiparse, los desiertos son uno de los lugares idóneos para poner las plantas solares y en China hay un gran número de ellos.

Precisamente en el desierto de Tengger es donde se ubica la mayor planta solar del mundo. Una planta construida en 2015 y que desde hace años lidera la producción energética solar. Se trata del Tengger Desert Solar Park, aunque se la conoce popularmente como “La Gran Muralla China del Sol”.

La mayor plata fotovoltaica está situada en Zhongwei, Ningxia. Es de lejos la mayor planta solar del mundo. Tanto en extensión, con un área que cubre en su totalidad 1.200 kilómetros cuadrados, como en potencia, con una producción máxima de 1.547 MegaWatts.

El desierto de Tengger es una región árida que cubre una extensión de 36.700 kilómetros cuadrados y se encuentra en la región autonónoma de Mongolia Interior. La planta solar cubre una extensión del 3,2% de esta tierra y solo teniendo en cuenta el tamaño de las propias placas solares tenemos una superficie efectiva de 43 kilómetros cuadrados.

Si miramos la lista de mayores plantas solares del mundo, vemos que el Tengger Desert Solar Park tiene una potencia más de 500MW mayor que el resto de plantas chinas y casi 200MW más que su principal rival en la India.

Otra gigantesca planta solar como es la de Longyangxia Dam en el Tibet, dispone de 4 millones de paneles solares. Sin embargo su potencia es de “únicamente” 850MW. Desconocemos el número total de placas de la “Gran Muralla China del Sol”, pero fácilmente superará esa cifra.

En 2017, la capacidad total de China en energía solar superó a la de cualquier otro país con 130 gigawatts. Una cantidad que de ser producida de golpe serviría para alimentar a toda España múltiples veces.

La ubicación del Tengger Desert Solar Park sin embargo no es la mejor. Esto se debe a la propia disposición geográfica de la China. En 1935, el geógrafo Hu Huanyong dibujó una línea que dividía el país en dos partes. Se da la situación que el 94% del país vive en la zona este pero según comenta a la BBC, Yuan Xu de la Universidad de Hong Kong, “la distribución del viento y los recursos de la energía solar son completamente opuestos“. Y esto tiene su consecuencia, ya que lo ideal es que la generación de energía esté cerca de las grandes ciudades que van a consumirla.

De manera relacionada, pese a que la capacidad de producción de la planta solar es enorme, no funciona a pleno rendimiento todo el tiempo. Según los datos del ‘China Electricity Council’, durante los primeros seis meses de 2018 la capacidad del sistema solar chino funcionó al 14,7% de su capacidad.

La planta solar está gestionada por la ‘State Power Investment Corporation’, una de las cinco grandes compañías energéticas de China. Según los datos de ESCN, la planta de Ningxia incluyó a finales de 2017 hasta 98 proyectos fotovoltaicos y recibió subsidios estatales por un valor total de 2.244 millones de yuanes, casi 300 millones de euros al cambio.

Sin rival desde hace años, China ve amenazada ahora su posición por la India

Con 1.547MW alcanzados, el Tengger Desert Solar Park está considerado la planta solar más grande del mundo. Sin embargo desde la India se ha iniciado ya un proyecto que pretende rivalizar con esta producción e incluso está planificado superar la barrera de los 2.000MW.

Se trata del ‘Shakti Sthala’ y está ubicada en Pavagada, al sur de la India. Actualmente opera a casi 1.400MW, pero se prevé una capacidad de 2.225MW cuando esté finalizada. Se da la casualidad que planta india está ubicada a lo largo de cinco pueblos, y son unas tierras que pertenecen a los 2.300 agricultores de Pavagada. El gobierno decidió arrendar todo el terreno y pagar alquiler a sus dueño, por lo que el coste total del proyecto subió a los 2.530 millones de dólares.

China es el principal mercado solar del mundo, pero la India pretende superar a los Estados Unidos y colocarse en segundo lugar. La energía solar ya es la energía más barata en casi 60 países. Y aunque en países como España todavía estamos en las primeras fases, China sigue generando millones de vatios de energía a través de sus gigantescas plantas solares en medio del desierto.

Fuente: m.xataka.com

Entre los posibles proveedores están la planta de GNL de Pampa Melchorita, el ducto de TGP (Transportadora de Gas del Perú) y las miniplantas de GNL, en el Sur.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Perú baraja varias fuentes de provisión de gas natural para el sur del país y no sólo la importación desde Bolivia. Como alternativas tiene  la planta de gas natural licuado (GNL) de Pampa Melchorita (Chincha), el ducto de TGP  (Transportadora de Gas del Perú) y la instalación de miniplantas de GNL.

“Tras un primer tanteo con Bolivia, el Gobierno peruano ha decidido que priorizará el gas natural local antes que la importación para dotar de calefacción al sufrido altiplano. Pero, ¿de dónde vendrá el suministro? El Ministerio de Energía y Minas  baraja varias posibles fuentes”, señala una reporte  del periódico El Comercio.pe.

Expertos afirman que Bolivia tendrá que competir con todas esas ofertas, tomando en cuenta que a la fecha no se tiene ningún contrato firmado más que cartas de intención que luego pueden o no concretarse.

Además la empresa estadounidense Okra Energy ofrece gas natural de Piura para la región sureña.  Entre otras alternativas más lejanas están los  campos gasíferos de Piura y Tumbes.

El exministro de Hidrocarburos  Álvaro Ríos  confirmó que Proinversion (Agencia de Promoción de la Inversión Privada, un organismo público ejecutor del Perú) y el Ministerio de Minas y Energía    buscan gas natural competitivo para la concesión que piensan licitar en  la zona Centro Sur, que abarca 14 ciudades.

Entre ellas están  Abancay, Andahuaylas, Cusco, Quillabamba, Puno y otras,  para que se construyan redes de gas.

Además Perú tiene GNL (virtual) en Pampa Melchorita y en el norte de Perú, donde se puede construir una pequeña planta  de licuefacción para suministrar gas a esas localidades.

“Bolivia puede ser una alternativa desde la planta de Río Grande que está entre 1.100 y 1.300 kilómetros de distancia y que tiene algo de excedente en su capacidad, pero tiene que competir y, por lo tanto, no hay nada cerrado y estamos a por lo menos dos años de que se pueda concretar la demanda”, explicó sobre la oportunidad de provisión de gas natural que tiene  Bolivia en el sur.

En criterio de Ríos, para que Bolivia pueda ganar ese mercado  debe llegar en forma confiable, es decir garantizar abastecimiento y un precio competitivo.

Sobre la capacidad de entrega de gas, denotó que los volúmenes demandados son muy pequeños  y es un negocio “muy marginal, lejano y complicado”.

Mauricio Medinacelli, exministro de Hidrocarburos, aclaró  que es “difícil” afirmar que se tiene un mercado ganado, cuando no se tiene un contrato  como el de Brasil o Argentina.

 “Me parece que al momento sólo se cuenta con cartas de intención, que luego pueden o no derivar en un contrato de abastecimiento de gas natural”, dijo.

 Según Medinacelli, para competir con las otras empresas  que operan en Perú, Bolivia debe conseguir financiamiento para el transporte, pero también es necesario que certifique que las reservas que tiene el país son suficientes para este mercado.

El acuerdo

En septiembre del año pasado, los  ministerios de Hidrocarburos de Bolivia y de Minas y Energía de Perú se comprometieron a conformar una mesa de trabajo para la revisión de los lineamientos de exportación de gas natural comprimido (GNC) y gas natural licuado (GNL) de Bolivia a Perú.

También se acordó  la construcción de redes domiciliarias en localidades del sur del Perú.

Para este año, el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, se fijó la meta de la integración energética con Perú.
Para importar líquidos se instalará una planta de almacenaje en Ilo.

Punto de vista
Hugo del Granado  Analista

“Bolivia no ganó nada en el sur”

El sector privado peruano se opuso a la idea de la importación de gas natural porque cree que primero se debe dar paso a la industria nacional, sobre todo existiendo una cuenca con potencial hidrocarburífero cerca de Puno que debe ser desarrollada.

 Si se compra del exterior,  pondría en peligro la seguridad energética al convertir al país en un importador neto de energía.

 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en ese contexto  tendrá que ser competitivo en el  precio frente a las empresas peruanas y demostrar seriedad en términos de suministro regular.

La única posibilidad inmediata de abastecimiento es mediante gas natural licuado (GNL) enviado por cisternas desde la planta de Río Grande. Un estudio de costos podrá determinar si el negocio es viable o no. La construcción de un gasoducto desde Incahuasi, que era la idea original, hasta el sur peruano  es otra posibilidad de suministro a mediano o largo plazo y tendría que demostrarse su factibilidad en función del volumen a transportar.

Las únicas poblaciones de significación que podría atender YPFB son Cusco y Puno que están fuera del alcance de la concesión de Fenosa. El volumen que requeriría el sur peruano es muy pequeño y no justifica un gasoducto.

El mayor volumen de gas que Bolivia podría vender de la planta de Río Grande  es de 300 mil M3/Día. (La capacidad de diseño es de 362MM3/D, pero debe atender la demanda interna primero).

Fuente: paginasiete.bo

Metrogas, participada en un 55,6% por Naturgy, afronta un litigio valorado en 189 millones de euros por supuestos incumplimientos contractuales en el transporte de gas natural Argentino a Chile sucedidos hace casi una década.

La situación de Naturgy en Argentina ha saltado a los medios de comunicación recientemente por el impacto que la hiperinflación del país le ha provocado en las cuentas. De acuerdo con sus datos, durante el pasado 2018 el tipo de cambio le mermó en 107 millones en el resultado bruto operativo (ebitda), que se convirtieron en 67 millones en el resultado neto.

Ahora bien, el Gobierno de Mauricio Macri promulgó en noviembre una norma -el Decreto 1053/2018- que, con carácter excepcional obliga al Estado a asumir el pago de las diferencias entre el coste del gas y el precio incluido en las tarifas entre el pasado 1 de abril y el próximo 31 de marzo (), lo que le ha permitido a la empresa presidida por Francisco Reynés incrementar el ebtida en el país un 134,8%, hasta los 108 millones, y despejar uno de sus frentes.

El propio Reynés lo comentaba con satisfacción recientemente a la prensa durante la presentación de resultados del pasado ejercicio (), aludiendo a la “estabilidad” de los negocios regulados de la compañía y mostrando confianza en la normalización de la situación en el país austral.

Conflicto internacional

Sin embargo, como revela la información facilitada por la empresa con motivo de la celebración de su Junta de accionistas el próximo 5 de marzo, tiene otro nubarrón con origen en Argentina que afecta a su subsidiaria chilena, Metrogas, participada en un 55,6%.

Al rendir cuentas de los litigios y arbitrajes que afronta, Naturgy refiere un pleito con la firma argentina Transportadora de Gas del Norte por supuestos incumplimientos contractuales en el transporte de gas ché hacia Chile “ocurridos durante la crisis del gas argentino”, es decir, la interrupción de las exportaciones del hidrocarburo a partir del otoño 2007 decidida por el Gobierno de Néstor Kirchner por falta de abastecimiento interno.

En aquellas fechas, los conflictos a los dos lados de la frontera por no cumplir los contratos firmados eran frecuentes. La propia Metrogas protagonizó otro con la argentina GasAndes y en el caso de Transportadora de Gas del Norte, tras 12 años de relación, le dejó de abonar 2,65 millones de dólares al mes, alegando pérdidas de 200 millones de dólares por las constantes interrupciones de suministro.

La situación sigue arrastrándose desde entonces, puesto que, como refiere Naturgy, en abril de 2017 Metrogas recibió una notificación judicial por la que se dicta la acumulación de los procesos relacionados con Transportadora de Gas, por un importe de 227 millones de dólares, unos 189 millones de euros al tipo de cambio actual.

Naturgy, consultada por elEconomista, no añade más información sobre este litigio, que quizá aflore ahora por la profunda transformación que Reynés está acometiendo en el Grupo, y por la reordenación societaria acometida en Chile, su principal mercado en Latinoamérica, durante los últimos años.

Otros 141 millones en liza en España

Naturgy, en la información para la Junta, también informa sobre la situación de otros litigios, además de los dos más importantes y conocidos, que le enfrentan a Egipto por la planta de licuación de gas de Damietta, y a Colombia, por la enajenación de Electricaribe, en los que reclama 1.758 y 1397 millones respectivamente.

Así, comenta dos conflictos en España. El uno por los incentivos para la desulfuración de las emisiones de las centrales de carbón introducidos en 2007 e investigados por Bruselas en 2017 para saber si pudieran ser prohibidas ayudas de Estado, en el que se juega 67 millones. El otro, por la devolución de las cantidades aportadas por la compañía al Bono social entre 2014 y 2016, cuyo sistema de financiación fue tumbado por el Supremo con una sentencia recurrida por el Gobierno ante el Constitucional, con un importe de 74 millones.

Así mismo refiere la situación del conflicto de Companhia Distribuidora de Gas do Rio de Janeiro, participada en un 54,2%, por un asunto tributario que se remonta a 2005. En la actualidad la empresa ha recurrido la obligación de abonar 59 millones -se redujo desde los 87 millones en 2015- y las diferentes vías de recurso se agotarán a partir de este 2019.

Y también recoge unas pinceladas sobre el arbitraje con Qatar Gas, arrancado en mayo de 2015. Hubo laudo en febrero del año pasado, pero exige el acuerdo de ambas partes y el fracaso de las negociaciones ha derivado en otro arbitraje.

Naturgy indica que su balance recoge provisiones por litigios que, de acuerdo con sus mejores estimaciones, cubren los riesgos estimados. El epígrafe correspondiente en su cuenta de resultados, las Provisiones no corrientes, indica que esta cobertura de riesgos se anota en una partida que ascendía a 313 millones de euros a cierre de 2018, un 22% más que los 256 millones reflejados al cierre de 2017.

Fuente: eleconomista.es

El pasado año se instaló un 94% más de potencia fotovoltaica en España que en 2017, según UNEF

La fotovoltaica se abre paso en España de la mano del autoconsumo. Por segundo año consecutivo, la potencia instalada creció en 2018. Se instalaron 261,7 MW (megavatios) de potencia nueva, lo que supone un 94% más que en 2017, según los datos de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF). Y de esa nueva potencia, el 90% se corresponde con instalaciones de autoconsumo. UNEF apunta hacia la caída en los costes como el principal factor.

La energía fotovoltaica superó la barrera de los 5.000 MW instalados el año pasado en España. Esta tecnología vivió hace una década un vertiginoso crecimiento impulsado por los huertos solares primados. Posteriormente, en 2012, se impuso una parálisis que se ha mantenido durante varios ejercicios ante la burbuja que se había creado en este sector.

Sin embargo, los datos recabados por la UNEF apuntan a que la fotovoltaica ha empezado a levantar cabeza en España en los dos últimos años con un crecimiento –todavía leve– impulsado por el autoconsumo –los paneles solares que particulares y empresas se instalan para autoabastecerse de electricidad o para rebajar su factura energética–.

En 2018 se instalaron en el país 261,7 MW de nueva potencia solar fotovoltaica. De estos, 26 MW se corresponden con plantas de paneles conectadas a la red y el resto –235,7 MW– a instalaciones de autoconsumo energético.

Tras este crecimiento del autoconsumo está la caída de costes de esta tecnología renovable –de cerca de un 80% en una década– y el impulso que desde Europa se está intentando dar a este tipo de instalaciones, según explica José Donoso, director general de la UNEF.

El autoconsumo ha estado penalizado durante años en España por las trabas administrativas y cargas impuestas desde la Administración central, como el llamado impuesto al sol que aprobó el PP. El nuevo Ejecutivo del PSOE decidió acabar con esos peajes el pasado octubre. Y prepara un nuevo reglamento para fijar las condiciones técnicas y administrativas y regular el autoconsumo compartido y las compensaciones que los particulares podrán recibir por la electricidad que viertan en la red, algo que podría significar un punto de inflexión debido a que aumentaría la rentabilidad de esta tecnología. “Ahora hay una voluntad clara” de impulsar el autoconsumo, dice Donoso sobre el actual Gobierno.

El nuevo reglamento se espera que esté listo en mayo. A partir de ese momento, la UNEF sostiene que se producirá un crecimiento del autoconsumo de entre 300 y 400 MW anuales de nueva potencia.

Mientras ese momento llega, Donoso explica que el principal nicho de crecimiento ahora es el agrícola. Alrededor del 25% de los proyectos de autoconsumo de 2018 eran instalaciones desconectadas de la red para el regadío, según la UNEF. “Ya es más barato una instalación de placas con baterías que un motor de diésel”, señala Donoso para explicar el atractivo del autoconsumo entre los agricultores.

UNEF también resalta como positivo el impulso que está recibiendo desde Bruselas el autoconsumo en Europa a través de la nueva normativa sobre energías renovables de la Comisión. En toda Europa, durante el pasado año, se instalaron 8.500 MW de fotovoltaica, con lo que los 261,7 MW solo representan un 3% del crecimiento en la UE. La mayoría de la potencia solar en Europa se instaló en Alemania y Países Bajos. Y en todo el mundo el líder fue de nuevo China, con 44.000 MW de nueva potencia solar.

Si las previsiones se cumplen, este 2019 será un año récord en España en instalación de potencia renovable en general y de fotovoltaica en particular. Se deben instalar casi 4.000 MW de solar que fueron adjudicados en las últimas subastas de renovables, recuerda Donoso.

Modelo erróneo

Si así ocurre, será un crecimiento nunca visto en España, ni siquiera durante la burbuja que se creó con las primas entre 2007 y 2008. “Ese modelo es un error”, lamenta Donoso. “No se puede tener un modelo basado en acelerones y parones; nadie va a crear una industria si el crecimiento no es continuado”, explica.

Por eso el director general de la UNEF aplaude los planes del Gobierno, que prevé un crecimiento anual de 3.000 MW de fotovoltaica en la próxima década para cumplir con los compromisos de España de implantación de renovables y de reducción de gases de efecto invernadero. De esos 3.000 MW, Donoso calcula que entre el 10% y el 15% se corresponderán con instalaciones de autoconsumo.

Fuente: elpais.com

El puerto de Valencia se encuentra entre los cinco finalistas del premio al desarrollo más proactivo de infraestructuras de gas natural licuado (GNL) en el Mediterráneo, que se entregan en una cumbre sobre este combustible en Milán (Italia).

Las distinciones se otorgan a empresas y personas que han influido positivamente en la industria gasística en cada etapa de la cadena de valor.

Los otros finalistas son Gibraltar, Cartagena, Madeira y Huelva, y la votación se realiza de forma directa por internet hasta el 12 de febrero.

Fuente: lavanguardia.com