domingo, 22 de enero de 2012

Alargar la vida útil de las nucleares es la principal apuesta tras Fukushima

La industria nuclear continúa sumida en un fuerte estancamiento en términos globales. Los altos costes de sus inversiones económicas y la dificultad para recuperarlas (dados los largos y cambiantes ciclos económicos de estos proyectos), así como un cierto síndrome de Fukushima, son factores que juegan en su contra.

La
construcción de nuevas centrales nucleares es una excepción en los países occidentales. Actualmente, hay 64 centrales en construcción en todo el mundo, pero más de la mitad (el 55%) están en el mundo en desarrollo, y tres cuartas partes en China (27), Rusia (11), India (5) y Corea del Sur (5).

En España, el Gobierno excluye la construcción de nuevas centrales y se inclina por prolongar su vida útil. La pretensión de revocar el cierre de Garoña –previsto para el 2013– y prolongar su funcionamiento hasta el 2019 se inscribe en esta línea. La prórroga de las centrales aparece como la mejor opción para mantener sus constantes vitales.

En todo el mundo, existen 437 reactores, que operan en 30 países. Hay siete centrales menos que hace diez años (aunque su potencia sube ligeramente). El sueño de cuantos imaginaban que la energía eléctrica pivotaría sobre la energía del átomo se ha desvanecido. El papel de esta fuente de energía está declinando, con un estancamiento que se prolonga desde 1990; actualmente aporta el 13% de la generación de electricidad.

El accidente de Fukushima ha ensombrecido su futuro. Alemania decidió cerrar inmediatamente las centrales (8) que superen los 30 años de antigüedad. Suiza decidió suspender el proceso para aprobar tres nuevas centrales hasta revisar sus estándares de seguridad. Italia ratificó su renuncia (acordada en 1988). Y la autoridad de la seguridad nuclear de Francia ha anunciado, tras auditar las centrales galas, que deben hacerse inversiones de miles de millones de euros para obtener garantías de seguridad.

En la UE, entre los proyectos que han sido citados para invocar el renacimiento nuclear está la planta de Olkiluoto, en Finlandia, de tecnología francesa, aunque la instalación, iniciada en el año 2005, ya lleva un retraso de cuatro años y su presupuesto se ha incrementado un 97%. Francia (1), Bulgaria (2) y Eslovaquia (2) son las otras naciones europeas que promueven centrales nucleares.

El Reino Unido mantiene su plan para apoyar la energía nuclear, pero con precios regulados, como se hace con las energías renovables, para garantizar los beneficios y permitir que obtengan una ventajosa financiación. "Pero aun así, eso tampoco anima a los inversores", explica Jordi Ortega, investigador de la Universidad Carlos III.

La prórroga en el funcionamiento de las centrales nucleares tiene como principal referencia a Estados Unidos, que ha renovado el funcionamiento a 59 reactores hasta 60 años. En EE.UU., el parón ha sido espectacular. Desde 1973, sólo se ha levantado una central (Watts Bar 1, en 1996). Actualmente hay una en construcción (Watts Bar 2, iniciada en 1972 pero congelada en 1985); y del plan de apoyo de la era Bush sólo quedan dos proyectos que esperan la autorización final, al reducirse el apoyo en los créditos garantizados.

Alemania, tras el accidente de Fukushima, además de cerrar sus ocho instalaciones nucleares más viejas, decidió establecer el calendario de cierre antes del 2021, con lo que tendrán una media de vida de 32 años. Además, se ha previsto una tasa para que parte de los beneficios se destine a fomentar las energías renovables.

La revitalización de la industria nuclear confiaba en el diseño de nuevos reactores destinados a ofrecer una energía más barata y más segura, pero esto ha sido "una falacia", según el estudio de Mycle Schneider. El informe señala que los costes de inversión en nuevas plantas aumentaron seis veces en la pasada década, por el largo y complejo proceso de diseño conceptual, revisiones y obtención de licencias. "Y el accidente de Fukushima sólo contribuirá a que sus costes se encarezcan más", se añade.

La construcción de una planta nuclear (1.00 MW) cuesta entre 4.000 y 5.000 millones de euros, mientras que si es de gas vale unos 2.000 millones de euros, admite María Teresa Domínguez, presidenta del Foro de la Industria Nuclear, que agrupa los intereses de sector.

En España, donde no existe moratoria nuclear, las compañías eléctricas podrían intentar construir nuevas centrales. Pero, "de momento, no han presentado ninguna solicitud", admite María Teresa Domínguez. La prioridad del sector (y también del Gobierno) es, sin duda, prolongar los periodos de operatividad.

De hecho, en España no se precisa más electricidad, pues existe un parque de generación eléctrica sobredimensionado. La punta de demanda eléctrica alcanza los 44.000 MW, mientras que la potencia instalada tiene 103.000 MW tras el fuerte desarrollo de las plantas de ciclo combinado y el boom de la eólica.

"Las plantas nucleares, o bien se levantan con ayuda del Estado o no se pueden hacer, y esa pretensión es contradictoria con el discurso liberal con el que se presentan sus partidarios", sostiene Javier García Breva, presidente de la Fundación Renovables.

Pese a que en nuestro país no hay ningún proyecto nuevo en marcha, sus partidarios ven necesario planificarlas a medio y largo plazo, pues, de media, se precisan unos diez años hasta que los proyectos se plasman. "No sería ilógico pensar que España iniciase la tramitación de nuevas centrales, pues, si se inicia un periodo de crecimiento económico, en el plazo de 10 o 15 años, deberíamos tener en el mix energético alguna unidad más", agrega la presidenta del Foro Nuclear.

Jaume Morron, experto en energía, estima que el accidente de Fukushima simboliza la repercusión de un suceso nuclear. "Algo que tenía un valor de miles de millones de dólares se convierte en una rémora. Se necesitarán 20 años para desmantelar las instalaciones y 100 años para recuperar el emplazamiento. El Gobierno nipón estudia nacionalizar la empresa Tepco", afirma. Morron considera relevante que la empresa ABB (de bienes de equipo nuclear) renunciara hace un decenio a las inversiones en la industria nuclear, algo que anunció también Siemens recientemente, mientras que juzga sintomáticas las pérdidas económica de Areva, la multinacional francesa.

Otros expertos, como Jordi Ortega, destacan que la hoja de ruta trazada por la UE en materia energética para el 2050 incluye algunos escenarios en los que la energía del átomo resulta casi irrelevante en 40 años.

De hecho, la prórroga de la vida de las centrales nucleares es la única salida de la industria para enfocar su futuro desarrollo. Para mantener el mismo número de plantas en operación, se necesitarían finalizar 18 reactores antes del 2015, lo que significa conectar a la red una planta cada tres meses en la próxima década y otras 191 unidades en la siguiente década: una cada 19 días. ¿Lo conseguirá el sector?

Las restricciones en la fabricación, las exigencias crecientes de seguridad adicional, las dificultades de provisión de uranio, la escasez de expertos y los riesgos de proliferación nuclear son factores que siembran muchas dudas, dice García Breva. En la UE, entre el 2000 y el 2010, las fuentes de generación que crecieron más fueron el gas (118.192 MW adicionales), la eólica (74.414 M) y la fotovoltaica (26.427), mientras que bajaron la nuclear (7.594 MW), el carbón (9.504 MW) y el fuel (13.165 MW).


Tomado del diario La Vanguardia de España

sábado, 21 de enero de 2012

México: Sol, sale para todos y "regala" electricidad

México tiene uno de los índices de insolación más altos del mundo lo que le permitiría desarrollar una industria completa que abarque desde la producción de los paneles solares hasta el uso industrial del mismo.

Uno de los cálculos que se tienen es que un área de 10 kilómetros por 10 kilómetros en el desierto generaría suficiente energía para el país pero el problema es cómo llevar a la electricidad a los centros de consumo.

Convertir al país en una potencia en la industria solar necesita ciertas medidas. De acuerdo con las empresas del sector, se necesita detonar el mercado fotovoltaico por medio de la reducción de riesgos crediticios, programas de financiamiento, la adopción de normas de instalación y capacitación de los instaladores.

Se debe de tomar en cuenta que es una industria joven. El origen de las celdas solares comerciales se ubica entre 1970 y 1980 pese a que ya se habían usado paneles solares en la carrera espacial entre Estados Unidos y la Unión Soviética.

Los orígenes de la industria son lejanos. Es curioso pero pocos saben que Albert Einstein ganó el premio Nobel de Física en 1921 por la explicación de lo que se llamó el Efecto Fotoeléctrico, que no es sino uno de los principios de lo que hoy son las celdas solares o fotovoltaicas.

Actualmente, en México, lo que se busca es aprovechar las ventajas de la insolación y aprovechar el sol que pega, prácticamente, todo el año.

Legalmente desde los hogares más pobres hasta las industrias más grandes pueden generar electricidad para uso propio y solo se requiere tener un contrato con la Comisión Federal de Electricidad además de una forzosa interconexión.

La legislación actual permite la generación de electricidad para autoconsumo y para la interconexión a la red eléctrica de la CFE y aunque se necesitan los contratos de interconexión, que permite tener electricidad cuando no hay sol y venderla cuando sobra durante el día, sin requerir de una autorización especial:

En baja tensión para uso residencial hasta 10 en potencia pico o kilowatts potencia (KWp)

En media tensión para usos generales hasta 30 KWp

En alta tensión hasta 500 KWp.

El tema legal está sustentado en la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética, su Reglamento, así como en el Programa Especial de Cambio Climático 2008-2012. Con base en esos puntos los usuarios pueden instalar su propia fuente de energía renovable o de cogeneración y realizar un contrato de interconexión con CFE.

Además hay aspectos fiscales en estos proyectos y con base en el artículo 40 del la Ley del Impuesto sobre la Renta se permite la depreciación inmediata de sistemas fotovoltaicos o solares al entrar en operación.

A nivel mundial México está entre los mejores países. De acuerdo con datos de la Asociación Europea de la Industria Fotovoltaica, el mejor país es China, le sigue Singapur, México, India y Australia. Detrás está Argentina, Brasil, Malasia y Chile.

Las fortalezas de México en comparación con otros países, según la Asociación Nacional de Energía Solar, son la alta radiación solar, el marco legal, alto desarrollo económico y nichos rentables para la industria al ofrecer energía más barata que en tarifas de alta y media tensión.

En México hay cerca de 81 empresas grandes y medianas que están metidas en el negocio de la energía solar. Lo mismo hay firmas como Bosch con su división de Termotecnología que Panasonic que ofrece soluciones integrales para generar electricidad a partir de paneles que Río Grande Solar, de Alburquerque, que plantea financiamiento, diseño y edificación de plantas solares desde 100 kilowatts hasta 5 Megawatts.

Para la Agencia de Cooperación Técnica Alemana (GTZ) se necesitan aún mejorar la regulación, la información y las capacidades.

Las condiciones marco a mejorar son: fotovoltaicos (contrato de interconexión) calentadores solares (hipoteca verde) biocombustibles y contrato de interconexión.

Se necesita además acceso a información para inversionistas, público general y usuarios/compradores.

A finales de 2007 el total global de energía solar era de 7 mil 840 Megawatts (MW) aproximadamente. De Europa (sin Alemania) son 3 mil 418 MW, Alemania sola son 3 mil 862 MW; y en México hay 20.7 MW.

A nivel mundial la potencia en energía solar es Alemania en donde con una radiación de 3.2 kilowatts/hora por metro cuadrado tienen más de 3.8 Gigawatts instalados.

En cambio en México se tiene una alta radiación solar con 5 kWh/m2/día y apenas se llega a 2 mil megawatts. El uso alemán es principalmente para electrificación rural, bombeo de agua, refrigeración y pocas instalaciones están conectadas a la red.

“Los alemanes explotan al máximo el poco sol que captan. Es momento de entender que se puede mejorar esa experiencia aquí”, dice Peter Eschenbach, director de relaciones de ERDM SOLAR.


Tomado del diario El Universal de México y escrito por Luis Carriles.

viernes, 20 de enero de 2012

Argentina: La crisis energética de Chubut jaquea al sector productivo

El sistema eléctrico en Chubut está en crisis. Así lo reconocieron los representantes de TRANSPA S.A, Mario Rezzónico y Emilio Visciarelli; de la Federación Chubutense de Cooperativas, Osvaldo Schanz y los jefes del Servicio Eléctrico de las Cooperativa de Trelew y Rawson, Alfredo Montes y Nicolás Kruger que ayer se reunieron para brindar un panorama general de los cortes que se vienen produciendo.

Trelew, Rawson, Gaiman, Dolavon, Esquel, Puerto Madryn e inclusive toda la costa de Río Negro hasta Viedma quedaron ayer sin el servicio eléctrico. La ceniza y la bruma afectaron a la red de transporte y media provincia se quedó sin luz. La primera falla que se registró fue a las 4 de la madrugada y se detecto a 60 km de Puerto Madryn, a las 12:30 horas se registró una segunda falla a 50 km de Sierra Chata hacia el oeste de Chubut. Las consecuencias son producto de la ceniza que se acumuló en los aisladores y la bruma marina provocando una perturbación en el sistema eléctrico. Muchas industrias se vieron afectadas, inclusive ALUAR que quedó completamente sin energía como el parque industrial de Trelew y las pesqueras en Rawson.

Falta de inversión

El gobierno de Mario Das Neves que basó su economía en los ladrillos y se construyeron cientos de barrios en Chubut, no invirtió en materia de energía. Las líneas que existen están en estado deplorable y no resisten a la conexión de las miles de viviendas que se hicieron en la provincia y por ende el gran consumo por los electrodomésticos, aires acondicionados y otras comodidades que se van incorporando provocan los cortes permanentes de energía. Los ciudadanos mejoran su calidad de vida pero el Estado al no hacer las inversiones que les corresponde en líneas y transformadores ha llevado a que Chubut tenga un sistema eléctrico endeble, los aisladores ya no resisten la ceniza ni la bruma.

Retroceso

Mario Rezzónico como Emilio Visciarelli, Gerente General y de Explotación de TRANSPA S.A plantearon que el corte de toda la zona norte de la provincia se produjo como consecuencia de una operación que tenía que hacer la transportista de extra alta tensión TRANSENER que opera las líneas de 500 kV en el nodo de Puerto Madryn, “hubo desconexiones por fallas entre la Línea de 500 que une Puerto Madryn con Choel- Choel y retrocedimos seis años, estamos por el momento sin conexión al sistema interconectado nacional, en un sistema eléctricamente aislado”.

Rezzónico explicó que según TRANSENER el origen del problema se dio en una configuración especial de conductores que se ubican cada 60 km en la línea de 500 kV y la situación climatológica provocó que los aisladores se desconectaran producto de la ceniza, la sequía y la bruma espesa que se extendió en la madrugada de ayer, “por ende el sistema de TRANSENER estaba afuera y TRANSPA aislado, la idea es trabajar hasta las 22 horas con la línea conectada y luego sacarla en prevención hasta que ellos arriben a una solución técnica”.

ALUAR sin energía

Rezzónico indicó que la empresa ALUAR perdió toda su energía y que están en una situación muy complicada expresando que las fallas una vez que se detectan y se trabajan para restablecer el servicio, los usuarios tiene que reconectar sus propias instalaciones, “en el caso de ALUAR está recuperando las cubas que perdió con el corte anterior, tienen una parte de la planta parada y este golpe los ha complicado, por eso su situación es muy seria”.

Recordó que la falla anterior fue producto de una intensa lluvia que afecto a los transformadores y se pudo maniobrar bien pero ahora la falla es por una cuestión natural, “al estar desconectados de la Línea de 500 kV para evitar otra salida del sistema nos trae aparejado algunos problemas, no es gratis definir una cosa u otra, siempre vamos asumir los riesgos, en este momento estamos vinculados con el nodo de Puerto Madryn de 330 kV pero en el otro punto de Santa Cruz norte no estamos vinculados”.

En tanto Visciarelli explicó que hasta tanto TRANSENER no resuelva los problemas técnicos se manejaran de manera pragmática. “Nosotros podemos ir midiendo la aislación de las cadenas y cambiarlos preventivamente, pero a veces se nos escapa porque ante un aislador degradado, la ceniza y la bruma lo sacan del sistema”.

Dijo que se podría tener otro sistema más precario, volver como hace 30 años, “porque la calidad del servicio hay que pagarlo, la conexión de 500 kV es un salto de calidad y el sistema que opera TRANSPA el de 132 que tiene su vinculación con las Cooperativa no solo no ha recibido inversiones sino que lo están llevando al límite de sus posibilidades, no hay consistencia y pone en compromiso a los transformadores”.

No hay coordinación

En tanto el Jefe del Servicio Eléctrico de Rawson, Nicolás Kruger explicó que se cambiaron 12 aisladores en Playa Unión como producto de la ceniza y la bruma, “hemos tenido que hacer cortes de emergencia para dar una solución a este tema, los aisladores que saltaron estaban todos contorneados siendo que la cooperativa remplazó los de cerámicos por unos térmicos”.

Dijo que en Rawson se duplicó el consumo energético y los que planificaron en su momento la expansión de Rawson se equivocaron porque previeron un consumo de 15 megavatios y ahora estamos al límite, con fines de semana donde entran a la playa unos 35 mil habitantes, “y no hay sistema que resista”.

Asimismo el Gerente del Sistema Eléctrico de Trelew, Alfredo Montes no duda que el cambio climático que se viene registrando en la zona ha degrado todo el sistema, “en algunos lugares se hicieron inversiones, en la distribución no pasa lo mismo que en el transporte y falta una coordinación en conjunto con todos los sectores que manejan el sistema”.

Dijo que hoy no hay un organismo que estructure la planificación del desarrollo del sistema eléctrico que se desintegró por el proceso de privatización y aparecieron los distintos actores, “necesitamos una planificación ordenada porque si no, será muy difícil sostenerlo”.

Un sistema complicado

Por su parte el Gerente de la Federación de Cooperativas de Chubut, Osvaldo Schanz dijo que para hacer frente al abastecimiento de energía el sistema está muy complicado, “hay que operar un sistema de generación que no son todas iguales, hay máquinas que si las paran tardan 15 horas para que vuelvan a funcionar, tenemos un sistema energético muy complejo que tiene encima de ellos líneas de transporte donde hay distintos operadores de extra y alta tensión y debajo de ellos está la red de distribución, este sistema es muy complejo para llevarse energía a los usuarios, y sino se realizan las inversiones no se podrá avanzar”.

Schanz reconoce que la exigencia de la población en calidad de servicio no es la misma que hace 30 años, “el sistema es complejo y difícil, falla algo y nos quedamos todos sin luz, el nivel de calidad requiere de tecnología, conocimiento e inversión que hoy no lo tenemos”.

Tomado de El Diario De Madryn de la provincia de Chubut (Argentina)

lunes, 16 de enero de 2012

Memoria descriptiva de linea de 132 kV


Esta entrada corresponde a parte de una memoria descriptiva de la construcción de una linea de transmisión de energía actual en Argentina de 132 kV. Sirve para repasar conceptos de lineas ya vistos en el Blog. Como aclaración les comento que las normas IRAM son normas argentinas.


1. UBICACIÓN


La obra objeto de las presentes especificaciones está conformada por una línea aérea en doble terna de 132 kV que vinculará la Playa de Maniobras (PM) San Martín con la ET Valle Viejo, ambas en la Provincia de Catamarca. La PM San Martín se origina en el seccionamiento de la Terna Oeste de la LAT 2x132 kV que proviene de la ET Recreo, en inmediaciones de la población homónima.

2. CARACTERISTICAS DE LAS OBRAS

2.1 Línea

La Línea consiste en una doble terna con disposición coplanar vertical de los conductores, dispuestos sobre tres crucetas y dos cables de guardia, uno de los cuales provisto con fibras ópticas, colocados a ambos lados de la estructura sobre una cuarta cruceta en la cima de la estructura.

2.2 Estructuras

Se prevé la utilización de estructuras formadas por postes troncocónicos de hormigón armado pretensado, vibrado o centrifugado. Las crucetas para conductores e hilo de guardia y los vínculos de para conformar las estructuras dobles o triples serán de hormigón armado vibrado.

2.3 Conductor

El conductor de las líneas será de aluminio con alma de acero del Tipo A 300/50 – 26/7, de resistencia mecánica normal, según normas IRAM 2187 – Parte I. Este conductor será provisto por el comitente

2.4 Cables de Guardia

El cable de guardia de acero cincado será un cordón, de 9 mm de diámetro nominal, según las normas IRAM 722. El cordón será de construcción 1 x 7, construido con seis alambres sobre un alambre central. La resistencia a la tracción del alambre que constituye el cordón y consecuentemente la carga de rotura efectiva mínima del cordón será la que se adecue a los requerimientos del cálculo mecánico.


El segundo cable de guardia será del Tipo OPGW con 12 fibras ópticas dispuestas en dos tubos holgados con 6 fibras c/u.

2.5 Aislación

Se utilizarán aisladores de porcelana de alta alúmina clase U 70 BL según IEC 60.305, del tipo caperuza y badajo, con alojamiento a rotula, en todas las cadenas de aisladores de la línea. Las cadenas de suspensión simple estarán formadas por 9 aisladores, las cadenas de suspensión dobles estarán constituidas por dos ramas de 9 unidades cada una, mientras que las cadenas de retención serán también dobles, con 10 aisladores por rama. Las cadenas de suspensión para puentes serán simples de 9 aisladores.

2.6 Morsetería

Toda la morsetería será apta para trabajos bajo tensión.

En las cadenas de aisladores de suspensión no se utilizarán elementos ecualizadores de potencial
(raquetas, anillos, cuernos, etc).

Las cadenas de retención serán proyectadas para utilizarse con dispositivos de protección (raquetas). Las prestaciones técnicas de dichas cadenas deberán provenir de un adecuado diseño electromecánico. En las morsas de las cadenas de suspensión, simples y dobles se colocarán varillas preformadas adecuadas al conductor de la línea. Las morsas de retención del conductor serán del tipo a compresión.

En todas las estructuras de retención angular, para ángulos mayores que 10 grados, se deberán colocar cadenas de suspensión en los puentes. De ser necesario para controlar el ángulo de declinación del puente se podrá utilizar una cadena de suspensión (para el puente) con la cantidad de contrapeso necesaria.

Para el hilo de guardia de acero galvanizado se utilizarán morsas de suspensión del tipo apoyo y morsas de retención del tipo a cable pasante. En el caso del cable de guardia con fibras ópticas tanto las morsas de suspensión como las de retención serán del tipo preformado cuyo diseño y provisión será responsabilidad del proveedor del cable OPGW.

2.7 Vibraciones Eólicas

El control y la limitación de las vibraciones eólicas tanto en conductores como en hilos de guardia se efectuarán por medio de amortiguadores del tipo Stock Bridge. Adicionalmente, en las morsas de suspensión de los conductores se colocarán varillas preformadas.


Todos los accesorios para control y/o protección contra las vibraciones eólicas serán aptos para el mantenimiento bajo tensión.

2.8 Puesta a Tierra

En suelos de media o baja resistividad y donde la hinca no sea un inconveniente se colocarán jabalinas seccionables de acero – cobre. En los terrenos de alta resistividad o donde no se pueda o no convenga colocar jabalinas, se instalará alambres de acero recubierto de cobre según las normas IRAM 2466. Se podrá adoptar una solución mixta, de jabalinas y contrapesos, para mejorar la prestación de la puesta a tierra en cualquier tipo de suelo. Cuando el suelo presente alta resistividad superficial y media o baja resisitividad en estratos inferiores, se podrán hincar jabalinas profundas.

Para conocer más sobre la puesta a tierra de esta clase de lineas hacer click aquí.

2.9 Transposiciones

Se efectuará un ciclo competo de transposiciones de las fases en cada una de las ternas.

2.10 Trazado

El trazado de la línea se desarrolla por el lado este de la Ruta Provincial 33 dentro de la zona de camino. Esta condición se mantiene hasta las proximidades de la ET Valle Viejo donde gira hacia el este apartándose de la ruta para acometer a la ET. La traza definitiva así como también el relevamiento planialtimétrico serán provistos por el Comitente en Anexo o Circular

2.11 Caracterización Geológica, Climática, Suelos Y Vegetación

El ambiente geológico de este tramo pertenece a la formación Sierras Pampeanas, y en particular a la Sierra de los Llanos, que presenta un perfil transversal asimétrico, con una pendiente suave y tendida hacia occidente, y una ladera escarpada del lado oriental.

El clima es de carácter desértico, caluroso, con precipitación pluvial por debajo del límite de sequía. Las temperaturas medias de invierno oscilan entre los 10° y 12°, y las medias estivales entre 24° y 26°. Las temperaturas mínimas y máximas oscilan entre –5° y –7°, y 46°a 47° respectivamente. El índice más claro de este riguroso clima, lo muestra la gran amplitud térmica diaria media que es del orden de los 35°C.

La vegetación es xerófila y arbustiva espinosa, la explotación irracional de algunos especies arbóreas contribuyeron al panorama desértico.

Las lluvias son esporádicas y la cubierta vegetal rala y discontinua, estos hechos favorece el ataque de la erosión eólica.


En general, los suelos superficiales se presentan como depósitos cuaternarios pampeanos Loes-Limos y Arenas, poco o nada consolidados. Los suelos resultantes son de color castaño pálido, con tonos amarillentos o rosados, sueltos arenosos, pobres o carentes de humus, con niveles carbonaticos (tosca), que a menudo aparecen superficialmente.

La vegetación es típica es la denominada Monte, que se desarrolla en regiones de clima seco, con veranos cálidos e inviernos benignos, de suelos arenosos, y situados a poca altura sobre el nivel del mar. Las especies son eminentemente xerofiticas.

La asociación vegetal se presenta compuesta por un estrato superior arbóreo de altura moderada, un sustrato de arbusto y subarbustos del monte bajo, que están representados por distintas especies de jarilla, chañar, piquillin, lata, tusca y garabato.



Tomado de documentos publicos de la Ampliación de la Capacidad de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión al Valle Central de la Provincia de Catamarca (Argentina).

jueves, 12 de enero de 2012

Nicaragua: Histórica generación de energía renovable

Nicaragua logró ayer por primera vez una generación de energía renovable superior al 40% de la demanda nacional máxima, produciendo 219.8 megavatios de potencia con el conjunto de plantas eólicas, hidroeléctricas, biomasa y geotérmicas, según datos proporcionados por el Ministerio de Energía y por el Centro Nacional de Despacho de Carga.

Con la entrada en operaciones (en prueba) de la nueva planta de 36 megavatios del proyecto San Jacinto Tizate, que administra la empresa Polaris Energy Nicaragua, el aporte de las plantas renovables llegó hasta el 48%, muy superior al que se tenía hace dos años, cuando se promedió una producción energética de apenas el 30%, confirmaron ambas fuentes oficiales.

La demanda máxima del país alcanza los 540 megavatios como promedio. Ayer, el Centro Nacional de Despacho de Carga, CNDC, registró una demanda máxima de 525 megavatios, de los cuales casi 220 fueron producidos por las plantas de generación renovable.

Proyecciones del Ministerio de Energía y Minas, MEM, estiman que para finales del año 2012 la producción renovable supere el 55% de forma permanente, con la entrada de una segunda planta generadora de 36 megavatios de San Jacinto Tizate y el proyecto eólico de Blue Power Energy, con 39 megavatios de potencia.

Precio es más bajo

A pesar de que el precio promedio del búnker, combustible utilizado en la generación con plantas térmicas, promedió los US$ 103 por barril, y el costo promedio de generación alcanzó la semana pasada los 240 dólares por megavatio, ayer se registraron precios promedios de US$ 158.5 y los US$ 165.7 por megavatio, con una matriz mixta, según el CNDC.

Una comunicación oficial emitida por el MEM señala que la situación es considerada “sin antecedentes” en la historia del sector eléctrico del país, que desde hace 7 años espera un avance en el cambio de la matriz energética, donde hasta ahora predomina la producción a base de combustibles como el búnker.

Actualmente Nicaragua cuenta con una matriz generadora compuesta por producción térmica con diesel y fuel oil o búnker con plantas como las “Che Guevara” y “Hugo Chávez”, de Alba de Nicaragua S.A. Albanisa; Tipitapa Power y Corinto; Censa, de Corporación Eléctrica Nicaragüense; Generadora de Occidente S.A., entre otras, que redondea el 52 por ciento.

La generación con fuentes renovables incluye la geotermia con el 15.72 por ciento, generado por las plantas San Jacinto Tizate y Momotombo; seguida por la generación por biomasa con el 13.14 por ciento que aportan los ingenios con bagazo de caña; la hidroeléctrica con 12.23 por ciento por parte de las plantas Centroamérica y Carlos Fonseca, y la eólica con el parque de Amayo S.A. con 7.32 por ciento, para un total del 48%.

Según el ministro de Energía, Emilio Rappaccioli, esta generación constituye un “récord positivo” para continuar con el esfuerzo del Gobierno para promover proyectos con recursos naturales, en la “búsqueda de la independencia” del uso de combustibles fósiles.

Según el CNDC, la potencia disponible en el país es de 829 megas combinados entre térmicos y renovables, con una demanda máxima de 540 megavatios y una reserva de 289.3 megavatios que garantizan un fluido eléctrico confiable.

El ministro añadió que a la par de estos resultados, también se trabaja en un Plan Indicativo de Expansión de la Generación en el período 2011-2016, donde se destacan proyectos que incrementarán el potencial en la matriz energética hasta los 646.3 megavatios, con proyectos geotérmicos (177 Megas), hidroeléctricos (352.2 Megas) y eólicos (117.1 Megas).

Arce: subsidio incorporado al Presupuesto

Bayardo Arce, asesor para Asuntos Económicos de la Presidencia, reconoció ayer que era necesario que el Gobierno aplicara medidas económicas para amortiguar el golpe del aumento del 20.2% en la tarifa de energía, para lograr que solamente se fijara un ajuste del 9%, combinado con un subsidio de 26 millones de dólares para cubrir seis meses.

Señaló que en el Presupuesto General de la República están incluidos los fondos para cubrir el subsidio de las personas que consumen hasta 150 kilovatios y el descuento a las personas jubiladas y, que una vez entre a trabajar la Asamblea Nacional, se formalizarán los mecanismos de desembolso.

Arce dijo que el subsidio para cubrir el alza del 9% proviene de fondos que el Gobierno ya tiene garantizados y que se estarían usando mecanismos para desembolsarlos gradualmente.

“Hay que incorporar en el Presupuesto 19 millones de dólares para cubrir el subsidio a los usuarios de escasos recursos que consumen 150 kilovatios hora, cerca de 400 millones de córdobas. La otra parte saldrá de un financiamiento que el Presidente (Daniel Ortega) está gestionando con fondos Alba, pero todavía no te podría asegurar exactamente cómo será el desembolso de estos fondos”, dijo.

Arce señaló que el Gobierno está haciendo estudios para revisar la fórmula aplicada para definir la tarifa del sector energético, para reducir costos. “Una vez que se instale el nuevo Gobierno, se estudiarán formas para que en el país haya menos deudas y se pueda impulsar la inversión privada que ayude a la generación de empleos”, añadió.


Tomado de El Nuevo Diario de Nicaragua.

jueves, 5 de enero de 2012

Brasil necesitará otras tres Itaipú para atender su demanda energética

Según un estudio divulgado el miércoles por la estatal Empresa de Pesquisa de Energía (EPE), el consumo de energía eléctrica en Brasil crecerá un promedio del 4,5% anual en los próximos diez años, por lo que pasará de los 472.000 gigavatios hora (GWh) actuales a 736.000 gigavatios en 2021.

Ello significa que el país deberá aumentar en 264.000 gigavatios su producción. Ese volumen equivale al generado por tres Itaipú, la segunda mayor hidroeléctrica del mundo, dirigida por el gigante sudamericano y su vecino Paraguay.

Para enfrentar el desafío energético, ya se están construyendo tres grandes hidroeléctricas en la Amazonía. Se trata de Belo Monte, Santo Antonio y Jirau, que serán operativas en los próximos años.

Sólo la primera de ellas, una polémica obra sobre el río Xingú muy criticada por ecologistas e indígenas, ofrecerá 39.360 gigavatios hora a partir de 2015.

Según el estudio de la EPE, el sector comercial será el que más impulsará el crecimiento del consumo de energía, con un aumento del 5,8% anual, seguido por el sector residencial (4,5%) y la industria (4,4%).

"Pese al elevado aumento del consumo del sector comercio y servicios, la industria se mantendrá como el sector responsable de casi la mitad del consumo total de electricidad del país en 2021", agregó el estudio.


Tomado del diario Infobae de Argentina.

miércoles, 4 de enero de 2012

España: La demanda de energía eléctrica desciende un 1,2% en 2011


Resulta interesante leer los datos estadísticos de España, especialmente referidos a las energías renovables, y ver como estamos en latinoamérica para crecer en ese sentido.


La demanda bruta de energía eléctrica en la Península durante el 2011 fue de 255.179 GWh, un 2,1% inferior a la del 2010.
Corregidos los efectos de
la laboralidad y las temperaturas el consumo peninsular registró un descenso del 1,2%.

Los valores máximos de demanda de potencia media horaria y de energía diaria se alcanzaron, respectivamente, el 24 de enero, entre las 19.00 y 20.00 horas, y el 25 de enero, con 44.107 MW y 884 GWh.

Las energías renovables han cubierto, según datos provisionales, el 33% de la demanda del 2011, tres puntos menos que el año anterior, debido principalmente al descenso significativo de la generación hidráulica, que ha cubierto este año el 11% de la demanda, cinco puntos por debajo de la del 2010.

La eólica ha mantenido su participación en la cobertura de la demanda con un 16% del total, igual que el año anterior, a pesar de que la eolicidad ha sido notablemente inferior a la del 2010, situándose como la tercera fuente de energía eléctrica tras la nuclear y los ciclos combinados, mientras que la solar (fotovoltaica y termoeléctrica) ha representado el 4% de la cobertura de la demanda anual.

Máximo histórico de cobertura de la demanda con energía eólica

El 6 de noviembre del 2011, a las 2.00 horas, se registró un nuevo máximo de cobertura de la demanda con energía eólica, llegando al 59,6% (12.476 MW), y superando el máximo anterior del 54% registrado el 9 de noviembre del 2010, a las 3.00 horas, lo que supuso un reto de gestión para el operador del sistema al incorporar esta cuota de energía eólica en la cobertura de una baja demanda a esa hora (20.922 MW) sin poner en riesgo la seguridad de suministro


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La producción de energía solar crece un 43%

La mayor parte de las tecnologías han registrado caídas de producción respecto al año anterior, como la hidráulica, que lo ha hecho en un 28%, y la de ciclo combinado en un 22%, mientras que las centrales de carbón han duplicado su producción respecto al 2010.

La generación con tecnología solar ha crecido este año un 43%, con un incremento del 26% en la fotovoltaica y un 193% en la termoeléctrica.

El aumento de generación con carbón y la menor producción de otras fuentes de energía limpias han dado lugar a un repunte de las emisiones de CO2 del sector eléctrico que se han estimado en 73 millones de toneladas, un 25% más que el año anterior.

La potencia instalada aumenta en 1.879 MW y las renovables alcanzan ya el 46 %

La potencia instalada en el parque generador aumentó en 1.879 MW durante el 2011, alcanzando al finalizar el año un total de 100.576 MW, lo que supone un crecimiento del 1,9%.

El 93% de este crecimiento corresponde a nuevas infraestructuras de origen renovable, con 997 MW de eólica y 674 MW de solar (fotovoltaica y termoeléctrica).

Potencia instalada a 31 de diciembre del 2011*


* Datos correspondientes al sistema peninsular


Sistemas extrapeninsulares

La demanda anual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas extrapeninsulares creció un 0,1% respecto al año anterior. En Canarias la demanda aumentó un 1% y en Melilla un 0,5%, mientras que los sistemas de Baleares y Ceuta registraron un descenso del 1,1% y 5,9%, respectivamente.

Intercambios internacionales

Por octavo año consecutivo, el saldo de los intercambios internacionales ha resultado exportador con 6.105 GWh, aunque ha sido un 27% inferior al del 2010. Este descenso se debe al aumento de las importaciones a través de la interconexión con Francia, que ha dado lugar a un cambio de signo del saldo neto con esta interconexión respecto al año anterior.

Saldo de intercambios internacionales del 2011


Récord de nuevas líneas en la red de transporte

Durante el 2011 se han construido 1.705 km de nuevas líneas, cifra que constituye un récord de puestas en servicio para Red Eléctrica. De este modo, la red de transporte nacional al finalizar el año es de 40.233 km de circuitos.


Tomado de Red Eléctrica de España

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