Energía

Toyota y Tesla cancelan sociedad para fabricación de carros eléctricos

Energía 16 El gigante japonés Toyota terminó su acuerdo con Tesla, para poner énfasis en el desarrollo de sus propios autos eléctricos, según El Diario. Al momento de la firma del acuerdo iniciado en 2010, Toyota se comprometió a compartir información sobre desarrollo e ingeniería,  además había adquirido 3% de la marca de lujo con sede en Palo Alto, a cambio de $50 millones. En 2102 Toyota y Tesla desarrollaron una SUV con motores eléctricos y vendieron unas 2,500 unidades, principalmente en el mercado de California. Sin embargo, los resultados de la sociedad fueron casi nulos y según los reportes publicados por diversos medios en Japón y en Estados Unidos, Toyota vendó todas sus acciones de Tesla en diciembre pasado “en un esfuerzo por revisar el destinos de sus inversiones”, dijo el diario japonés Asahi Shimbun. Toyota, que es líder mundial en el desarrollo y la venta de modelos híbridos, y ya produce el Toyota Mirai 2016, el vehículo con celdas de hidrógeno, que fue certificado con un rendimiento oficial de 67 MPGe y un rango de hasta 312 millas por cada carga de hidrógeno, por la Agencia de Protección al Medio Ambiente (EPA). Con estas cifras, el Toyota Mirai es el único vehículo eléctrico cero emisiones con un rango de independencia de más de 300 milas por carga, pero la falta de infraestructura para recargar los tanques de hidrógeno ha impedido que este tipo de autos sean más populares. su parte, reportó pérdidas por $330 millones en los primeros tres meses de 2017, ha visto un descenso en sus ventas y enfrenta presión por el supuesto atraso en la promesa de entregar las primeras unidades del Tesla Model 3 a finales de 2017. http://www.energia16.com/toyota-y-tesla-cancelan-sociedad-para-fabricac…
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Buenos Aires se adhiere a ley sobre energía limpias

Energía 16 Buenos Aires ha tenido un desarrollo limitado de la energía solar y de otras renovables en relación a sus posibilidades, sin embargo autoridades de ese país anunciaron que quiere que esta realidad cambie en un futuro. En un comunicado, el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas afirma: "La implementación de métodos no tradicionales tiene como objetivo lograr un incremento en la participación de las fuentes de energía renovable en la matriz eléctrica hasta alcanzar el 8% del consumo anual nacional, al 31 de diciembre de 2017". La idea va en sintonía con la progresiva modernización de nuestra matriz energética: para 2020 los expertos calculan que un 20 % de la energía será producida bajo esta modalidad. La ciudad se ha adherido al Decreto Reglamentario de la ley de energías limpias, 27.191, que modificaba la 26.190 para la promoción de las energías renovables. El decreto no solamente prevé la instalación de plantas de producción de electricidad de fuentes renovables, sino también actividades de investigación tecnológica y "fabricación de equipos". El próximo miércoles 14 de junio se llevará a cabo en el Auditorio de la Sede Campus de La Universidad Tecnológica Nacional de Buenos Aires (UTNBA) la 5.ª Jornada de Energías Renovables, organizada en conjunto por el Proyecto de Investigación de Energía Undimotriz, la Cátedra de Energías Renovables, el Centro de Estudiantes de Ingeniería Tecnológica (CEIT) y la Secretaría de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva de la UTNBA. Un ejemplo de esta transformación es que dentro de los túneles de la red de subterráneos se trasladan grandes volúmenes de viento, muchas veces a enormes velocidades. La empresa española Tunel Energy desarrolló aerogeneradores que instalarán a un costado de las vías para aprovechar estas corrientes de aire para producir energía eólica. http://www.energia16.com/buenos-aires-se-adhiere-a-ley-sobre-energia-li…
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Bolivia: 16 empresas interesadas en construir central fotovoltaica de 50 megavatios en Oruro

La empresa eléctrica boliviana Ende anunció que 16 empresas presentaron ofertas para la construcción del proyecto Planta Solar Fotovoltaica Oruro. Las empresas interesadas en adjudicarse las obras son Consorcio Solairedirect – Isotron, Power China Guizhov Engineering Corp., Powerchina Zhangnan Engineering , Sacyr Fluor, TSK Electrónica y Electricidad S.A., Prodiel S.L. – Ingeniería y Construcciones Santa Fe S.A – Ensacruz Ltda., Grupotec y Asociados, CCC – Yingli Consortinm, Efacec – Ingeniería e Sisternas, Sumec, Sterling and Wilson PVT Ltd., Zhuhai Singyes Green, Consorcio Fotovoltaico Oruro, APCA – Gildemeister LSG Beteiligungs Gmbtt., Enerray y Asociados, y TBEA. Ende convocó la licitación para el proyecto en abril de 2016. En concreto, se licitó el diseño, suministro y construcción de la Planta Solar Fotovoltaica Oruro de 50 megavatios. Está previsto que el proyecto se realice en varias etapas y alcance posteriormente una potencia total de 100 megavatios. Para su realización, la Planta Solar Fotovoltaica Oruro contará con fondos de la Agencia de Desarrollo Francesa, la Unión Europea y el Banco Central de Bolivia. La inversión para el proyecto que se ubicará en Caracollo se ha estimado en 43 millones de dólares estadounidenses. La finalización de la central y su conexión a la red están previstas para 2018. Este es el segundo proyecto solar de una potencia de este orden para el cual se realiza un proceso de licitación en Bolivia. A finales de marzo, la empresa eléctrica Ende Guaracachi adjudicó la construcción de la central fotovoltaica Uyuni de 60 megavatios a la Asociación Accidental Iberese Bolivia – Yingli Solar – Isotrón. Este último es el mayor proyecto fotovoltaico cuya construcción se ha adjudicado hasta la fecha en Bolivia. https://www.pv-magazine-latam.com/2017/06/07/bolivia-16-empresas-intere…
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Orden Ejecutiva Presidencial sobre la promoción de la autonomía energética y crecimiento económico (ESP)

Orden Ejecutiva Presidencial sobre la promoción de la autonomía energética y crecimiento económico
ORDEN EJECUTIVA - - - - - - - Promover la Independencia energía y crecimiento económico Por la autoridad investida en mí como Presidente por la Constitución y las leyes de los Estados Unidos de América, se ordena de la siguiente manera: Sección 1. Condiciones. (A) Es de interés nacional para promover el desarrollo limpio y seguro de los vastos recursos energéticos de nuestro país, mientras que al mismo tiempo, evitar cargas regulatorias que gravan innecesariamente la producción de energía, limitan el crecimiento económico, e impiden la creación de empleo. Por otra parte, el desarrollo prudente de estos recursos naturales es esencial para garantizar la seguridad geopolítica de la nación. (B) Además, es de interés nacional para asegurar que la electricidad del país es asequible, fiable, seguro y limpio, y que puede ser producido a partir de carbón, gas natural, materiales nucleares, el agua que fluye, y otras fuentes internas , incluidas las fuentes renovables. (C) Por lo tanto, es la política de los Estados Unidos que los departamentos y agencias ejecutivas (agencias) revisar inmediatamente las regulaciones existentes que potencialmente una carga para el desarrollo o la utilización de los recursos energéticos producidos en el país y de manera apropiada suspender, revisar, o rescindir los que indebidamente la carga de la desarrollo de los recursos internos de la energía más allá del grado necesario para proteger el interés público o de otra manera cumplir con la ley. (D) adicional es la política de los Estados Unidos que, en la medida permitida por la ley, todos los organismos deben tomar las medidas apropiadas para promover el aire limpio y agua limpia para el pueblo estadounidense, respetando al mismo tiempo las funciones propias del Congreso y la Unidos en relación con estos asuntos en nuestra república constitucional. (E) Es también la política de los Estados Unidos que las regulaciones ambientales necesarias y apropiadas cumplan con la ley, son de mayor beneficio que el costo, cuando permisible, lograr mejoras ambientales para el pueblo estadounidense, y se desarrollan a través de procesos transparentes que emplean la mejor ciencia disponible revisada por pares y la economía. Segundo. 2. Revisión de inmediato todas las acciones de la Agencia que potencialmente una carga para el Desarrollo Segura, eficiente de recursos energéticos nacionales. (A) Los jefes de los organismos deberán revisar todas las regulaciones existentes, órdenes, documentos de orientación, las políticas y las demás acciones de las agencias similares (colectivamente, las acciones del organismo) que potencialmente una carga para el desarrollo o la utilización de los recursos energéticos producidos en el país, con especial atención al petróleo , gas natural, carbón, y los recursos de energía nuclear. Dicha revisión no incluirá las acciones del organismo que están obligados por ley, necesarias para el interés público, y consistentes con la política establecida en el apartado 1 de esta orden. (B) Para propósitos de esta orden, "carga" significa para obstruir innecesariamente, retardo, reducir, o de otro modo imponer costos significativos en el emplazamiento, permitiendo, la producción, la utilización, la transmisión, o la entrega de los recursos energéticos. (C) Dentro de los 45 días siguientes a la fecha de esta orden, el jefe de cada organismo con acciones de la agencia descritos en el inciso (a) de esta sección deberá desarrollar y presentar al Director de la Oficina de Administración y Presupuesto (director de la OMB) un plan para llevar a cabo la revisión prevista en el inciso (a) de esta sección. Los planes también deben ser enviados al vicepresidente, el Asistente del Presidente para la Política Económica, el Asistente del Presidente de Política Interior, y el Presidente del Consejo de Calidad Ambiental. El jefe de cualquier organismo que determina que dicha agencia no tiene acciones de la agencia descritos en el inciso (a) de esta sección deberán presentar al director de la OMB una declaración escrita a tal efecto y, en ausencia de una determinación por parte del director de la OMB que dicha agencia no tiene acciones de la agencia descritos en el inciso (a) de esta sección, no tendrán más responsabilidades bajo esta sección. (D) Dentro de los 120 días siguientes a la fecha de esta orden, el jefe de cada organismo presentará un proyecto de informe final detallando las acciones de la agencia descritos en el inciso (a) de esta sección para el vicepresidente, el director de la OMB, el Asistente del Presidente de política Económica, el Asistente del Presidente de política Interior, y el Presidente del Consejo de Calidad Ambiental. El informe incluirá recomendaciones específicas que, en la medida permitida por la ley, podrían aliviar o eliminar los aspectos de las acciones de la agencia que carga de producción de energía doméstica. (E) El informe deberá finalizarse dentro de los 180 días siguientes a la fecha de esta orden, a menos que el director de la OMB, en consulta con los demás funcionarios que reciben los proyectos de informes finales, se extiende el plazo. (F) El director de la OMB, en consulta con el Asistente del Presidente para la Política Económica, será responsable de la coordinación de las acciones recomendadas incluidas en los informes finales de las agencias dentro de la Oficina Ejecutiva del Presidente. (G) Con respecto a cualquier acción de la agencia para la que se hacen recomendaciones específicas en un informe final de conformidad con el inciso (e) de esta sección, el titular de la dependencia pertinente, tan pronto como sea posible, suspender, revisar o revocar, o publicar de notificación y comentarios normas propuestas suspensión, revisión o la derogación, esas medidas, según proceda y de conformidad con la ley. Agencias procurarán coordinar tales reformas regulatorias con sus actividades realizadas en cumplimiento de la Orden Ejecutiva 13771 del 30 de enero 2017 (reduciendo la regulación y control de los costos regulatorios). Segundo. 3. La rescisión de cierta energía y relacionados con el clima Presidencial y acciones reguladoras. (A) Las siguientes acciones presidenciales quedan derogadas: (I) la Orden Ejecutiva 13653 del 1 de noviembre de 2013 (Preparación de los Estados Unidos por los impactos del cambio climático); (Ii) El Memorando Presidencial del 25 de junio de 2013 (normas de contaminación del carbono del sector de energía); (Iii) El Memorando Presidencial del 3 de noviembre de 2015 (mitigación de los impactos sobre los recursos naturales del desarrollo y el fomento relacionadas con la inversión privada); y (Iv) El Memorando Presidencial del 21 de septiembre del 2016 (Cambio Climático y Seguridad Nacional). (B) deberán quedar sin efecto los siguientes informes: (I) El Informe de la Oficina Ejecutiva del Presidente junio de 2013 (El Plan de Acción por el Clima del presidente); y (Ii) El Informe de la Oficina Ejecutiva del Presidente del mes de marzo del 2014 (Estrategia Plan de Acción por el Clima para reducir las emisiones de metano). (C) El Consejo de Calidad Ambiental deberá rescindir su orientación final titulada "Orientación final de Agencias y Departamentos Federales para incorporación de las emisiones de gases de efecto invernadero y los efectos del cambio climático en la Política Nacional de Medio Ambiente Comentarios Ley", que se refiere el "Aviso de disponibilidad ", 81 Fed. Reg. 51.866 (5 de agosto, 2016). (D) Los jefes de todos los organismos deberán identificar existente acciones de la agencia relacionados con o derivados de las acciones presidenciales enumerados en el inciso (a) de esta sección, los informes que se indican en el inciso (b) de esta sección, o la orientación finales enumeradas en la subsección (c) de esta sección. Cada agencia deberá, tan pronto como sea posible, suspender, revisar o revocar, o publicar para la notificación y comentarios normas propuestas suspensión, revisión o la derogación de tales acciones, según corresponda y de conformidad con la ley y con las políticas establecidas en la sección 1 del este orden. Segundo. 4. Examen de "Plan de energía limpia" de la Agencia de Protección del Medio Ambiente ya las normas aplicables y la Agencia de acciones. (A) El Administrador de la Agencia de Protección Ambiental (Administrador) adoptará inmediatamente todas las medidas necesarias para revisar las reglas finales establecidas en los incisos (b) (i) y (b) (ii) de esta sección, así como las normas y orientación expedida de conformidad con ellos, para mantener la coherencia con la política establecida en el apartado 1 de esta orden y, en su caso, deberá, tan pronto como sea posible, suspender, revisar o anular la guía, o publicar para la notificación y comentarios normas propuestas suspensión, la revisión , o la derogación de esas normas. Además, el Administrador tomará inmediatamente todas las medidas necesarias para revisar la propuesta de norma establecida en la subsección (b) (iii) de esta sección, y, en su caso, deberá, tan pronto como sea posible, determinar si hay que revisar o retirar la propuesta regla. (B) En esta sección se aplica a las siguientes reglas finales o propuestas: (I) La regla final titulado "la contaminación de carbono pautas de emisión para fuentes estacionarias existentes: Eléctricas unidades generadoras de utilidad", 80 Fed. Reg. 64661 (23 de octubre de 2015) (Plan de energía limpia); (Ii) La regla final titulado "Normas de Funcionamiento para las emisiones resultantes de nuevos, modificados y reconstruidos fuentes estacionarias: Eléctricas unidades generadoras de utilidad", 80 Fed. Reg. 64509 (23 de octubre de 2015); y (Iii) La norma propuesta titulada "Requisitos del Plan Federal para las emisiones resultantes de Unidades de Servicios Eléctricos de Generación construidos a antes de enero 8, 2014; Modelo Reglas de Negociación; Modificaciones del Reglamento marco Propuesta de norma", 80 Fed. Reg. 64966 (23 de octubre de 2015). (C) El Administrador revisará y, en su caso, tan pronto como sea posible, tomar medidas legales para suspender, revisar o revocar, en su caso y de conformidad con la ley, el "Memorando legales que acompañan plan de energía limpia para ciertos temas," que era publicada conjuntamente con el plan de energía limpia. (D) El Administrador deberá informar inmediatamente al Fiscal General de todas las medidas adoptadas por el Administrador de conformidad con este fin en relación con las reglas señaladas en el inciso (b) de esta sección para que el Fiscal General podrá, en su caso, dar aviso de esta orden y cualquiera de dichas acciones a cualquier tribunal con jurisdicción sobre litigios pendientes en relación con esas reglas, y puede, a su discreción, solicitar que el tribunal deje el litigio o de otro modo retrasar aún más el litigio, o buscar otra reparación apropiada que sea conforme con este fin, a falta de completar de las acciones administrativas descritas en el inciso (a) de esta sección. Segundo. 5. Examen de las estimaciones del coste social del carbono, óxido nitroso y metano para el Análisis de impacto reglamentario. (A) Con el fin de garantizar la toma de decisiones de reglamentación sólido, es esencial que los organismos utilizan las estimaciones de costes y beneficios en sus análisis de regulación que se basan en la mejor información científica disponible y la economía. (B) El Grupo de Trabajo Interinstitucional sobre costo social de gases de efecto invernadero (GTI), convocado por el Consejo de Asesores Económicos y el director de la OMB, se disolverá, y los siguientes documentos emitidos por el Grupo Internacional de Trabajo serán retirados por considerarla no representativa de la política gubernamental: (I) Soporte Técnico Documento: coste social del carbono para el Análisis de Impacto Normativo bajo la Orden Ejecutiva 12866 (febrero de 2010); (Ii) Actualización técnica del coste social del carbono para el Análisis de Impacto Regulatorio (mayo de 2013); (Iii) Actualización técnica del coste social del carbono para el Análisis de Impacto Regulatorio (noviembre de 2013); (Iv) Actualización técnica del coste social del carbono para el Análisis de Impacto Regulatorio (julio de 2015); (V) Adición al Documento de Soporte Técnico de coste social del carbono: La aplicación de la metodología para estimar el costo social de metano y el coste social de óxido nitroso (agosto de 2016); y (Vi) Actualización técnica del coste social del carbono para el Análisis de Impacto Regulatorio (agosto de 2016). (C) A partir de ahora, cuando monetizar el valor de los cambios en las emisiones de gases de efecto invernadero resultantes de las regulaciones, incluso con respecto a la consideración de nacionales frente a los impactos internacionales y la consideración de las tasas de descuento apropiadas, las agencias deberán garantizar, en la medida permitida por la ley, que cualquiera de estas estimaciones son consistentes con las directrices contenidas en la Circular OMB a-4 de 17 de septiembre, 2003 (Análisis de Regulación), que se publicó después de la revisión por pares y los comentarios del público y ha sido ampliamente aceptado por más de una década a medida que incorpora las mejores prácticas para la realización de análisis regulatorio coste-beneficio. Segundo. 6. Federal tierra Carbón leasing Moratoria. El Secretario del Interior adoptará todas las medidas necesarias y apropiadas para modificar o retirar la Orden 3338 de 15 de enero, 2016 (Declaración discrecional Programático de Impacto Ambiental (PEIS) para modernizar el Programa Federal de carbón) del Secretario, y para levantar cualquier y todas las suspensiones de las Federal actividades de arrendamiento de tierras de carbón relación con la Orden 3338. El Secretario se iniciarán las actividades de arrendamiento de carbón federales en conformidad con todas las leyes y regulaciones aplicables. Segundo. 7. Revisión de los reglamentos relacionados con Estados Unidos petróleo y gas. (A) El Administrador revisará la regla final titulado "sector del gas natural y petróleo: Estándares de emisión para la Nueva, reconstruido fuentes modificadas, y" 81 Fed. Reg. 35.824 (3 de junio, 2016), y las normas y directrices emitidas de acuerdo a la misma, para mantener la coherencia con la política establecida en la sección 1 de esta orden y, en su caso, deberá, tan pronto como sea posible, suspender, revisar o rescindir el orientación, o publicar para la notificación y comentarios normas propuestas suspensión, revisión o la derogación de esas normas. (B) El Secretario del Interior revisará las siguientes reglas finales, y las normas y directrices emitidas de conformidad con ellos, para mantener la coherencia con la política establecida en el apartado 1 de esta orden y, en su caso, deberá, tan pronto como sea posible, suspender, revisar o anular la orientación, o publicar para la notificación y comentarios normas propuestas suspensión, revisión o la derogación de las normas: (I) La regla final titulado "Petróleo y Gas; fracturación hidráulica en federal y las tierras indígenas", 80 Fed. Reg. 16128 (26 de marzo de 2015); (Ii) La regla final titulado "Disposiciones generales y los derechos de petróleo y gas no federales", 81 Fed. Reg. 77972 (4 de noviembre de 2016); (Iii) La regla final titulado "Gestión de los Derechos de petróleo y gas no federales", 81 Fed. Reg. 79948 (14 de noviembre de 2016); y (Iv) La regla final titulado "Prevención de Residuos, la producción sujeta a regalías y Conservación de Recursos", 81 Fed. Reg. 83008 (18 de noviembre de 2016). (C) El Administrador o el Secretario del Interior, en su caso, deberá informar inmediatamente al Fiscal General de cualquier acción tomada por ellos relacionados con las reglas señaladas en los incisos (a) y (b) de esta sección para que el Fiscal General podrá , en su caso, dar aviso de esta orden y cualquier acción a cualquier tribunal con jurisdicción sobre litigios pendientes en relación con esas reglas, y puede, a su discreción, solicitar que el tribunal deje el litigio o de otro modo retrasar aún más el litigio, o buscar otra asistencia adecuada alivio consistente con este fin, hasta la terminación de las acciones administrativas se describen en las subsecciones (a) y (b) de esta sección. Segundo. 8. Disposiciones generales. (A) Nada en esta orden será interpretado para alterar o afectar de otro modo: (I) la autoridad concedida por la ley para un departamento ejecutivo o agencia, o la cabeza de los mismos; o (Ii) las funciones del Director de la Oficina de Administración y Presupuesto en relación a las propuestas presupuestarias, administrativas o legislativas. (B) Esta orden se llevará a cabo de conformidad con la ley y con sujeción a la disponibilidad de créditos aplicables. (C) Esta orden no pretende, y no lo hace, crea ningún derecho o beneficio, sustantivo o procesal, ejecutable en derecho o en equidad por cualquiera de las partes en contra de Estados Unidos, sus departamentos, agencias o entidades, sus funcionarios, empleados o agentes, o cualquier otra persona. DONALD J. TRUMP LA CASA BLANCA, 28 de de marzo de, 2017.
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Decreto Ejecutivo Presidencial para Promover la Independencia Energética y el Crecimiento Económico (INGLES)

Presidential Executive Order on Promoting Energy Independence and Economic Growth
EXECUTIVE ORDER - - - - - - - PROMOTING ENERGY INDEPENDENCE AND ECONOMIC GROWTH By the authority vested in me as President by the Constitution and the laws of the United States of America, it is hereby ordered as follows: Section 1.  Policy.  (a)  It is in the national interest to promote clean and safe development of our Nation's vast energy resources, while at the same time avoiding regulatory burdens that unnecessarily encumber energy production, constrain economic growth, and prevent job creation.  Moreover, the prudent development of these natural resources is essential to ensuring the Nation's geopolitical security. (b)  It is further in the national interest to ensure that the Nation's electricity is affordable, reliable, safe, secure, and clean, and that it can be produced from coal, natural gas, nuclear material, flowing water, and other domestic sources, including renewable sources. (c)  Accordingly, it is the policy of the United States that executive departments and agencies (agencies) immediately review existing regulations that potentially burden the development or use of domestically produced energy resources and appropriately suspend, revise, or rescind those that unduly burden the development of domestic energy resources beyond the degree necessary to protect the public interest or otherwise comply with the law. (d)  It further is the policy of the United States that, to the extent permitted by law, all agencies should take appropriate actions to promote clean air and clean water for the American people, while also respecting the proper roles of the Congress and the States concerning these matters in our constitutional republic. (e)  It is also the policy of the United States that necessary and appropriate environmental regulations comply with the law, are of greater benefit than cost, when permissible, achieve environmental improvements for the American people, and are developed through transparent processes that employ the best available peer-reviewed science and economics. Sec. 2.  Immediate Review of All Agency Actions that Potentially Burden the Safe, Efficient Development of Domestic Energy Resources.  (a)  The heads of agencies shall review all existing regulations, orders, guidance documents, policies, and any other similar agency actions (collectively, agency actions) that potentially burden the development or use of domestically produced energy resources, with particular attention to oil, natural gas, coal, and nuclear energy resources.  Such review shall not include agency actions that are mandated by law, necessary for the public interest, and consistent with the policy set forth in section 1 of this order. (b)  For purposes of this order, "burden" means to unnecessarily obstruct, delay, curtail, or otherwise impose significant costs on the siting, permitting, production, utilization, transmission, or delivery of energy resources. (c)  Within 45 days of the date of this order, the head of each agency with agency actions described in subsection (a) of this section shall develop and submit to the Director of the Office of Management and Budget (OMB Director) a plan to carry out the review required by subsection (a) of this section.  The plans shall also be sent to the Vice President, the Assistant to the President for Economic Policy, the Assistant to the President for Domestic Policy, and the Chair of the Council on Environmental Quality.  The head of any agency who determines that such agency does not have agency actions described in subsection (a) of this section shall submit to the OMB Director a written statement to that effect and, absent a determination by the OMB Director that such agency does have agency actions described in subsection (a) of this section, shall have no further responsibilities under this section. (d)  Within 120 days of the date of this order, the head of each agency shall submit a draft final report detailing the agency actions described in subsection (a) of this section to the Vice President, the OMB Director, the Assistant to the President for Economic Policy, the Assistant to the President for Domestic Policy, and the Chair of the Council on Environmental Quality.  The report shall include specific recommendations that, to the extent permitted by law, could alleviate or eliminate aspects of agency actions that burden domestic energy production. (e)  The report shall be finalized within 180 days of the date of this order, unless the OMB Director, in consultation with the other officials who receive the draft final reports, extends that deadline. (f)  The OMB Director, in consultation with the Assistant to the President for Economic Policy, shall be responsible for coordinating the recommended actions included in the agency final reports within the Executive Office of the President. (g)  With respect to any agency action for which specific recommendations are made in a final report pursuant to subsection (e) of this section, the head of the relevant agency shall, as soon as practicable, suspend, revise, or rescind, or publish for notice and comment proposed rules suspending, revising, or rescinding, those actions, as appropriate and consistent with law.  Agencies shall endeavor to coordinate such regulatory reforms with their activities undertaken in compliance with Executive Order 13771 of January 30, 2017 (Reducing Regulation and Controlling Regulatory Costs). Sec. 3.  Rescission of Certain Energy and Climate-Related Presidential and Regulatory Actions.  (a)  The following Presidential actions are hereby revoked: (i)    Executive Order 13653 of November 1, 2013 (Preparing the United States for the Impacts of Climate Change); (ii)   The Presidential Memorandum of June 25, 2013 (Power Sector Carbon Pollution Standards); (iii)  The Presidential Memorandum of November 3, 2015 (Mitigating Impacts on Natural Resources from Development and Encouraging Related Private Investment); and (iv)   The Presidential Memorandum of September 21, 2016 (Climate Change and National Security). (b)  The following reports shall be rescinded: (i)   The Report of the Executive Office of the President of June 2013 (The President's Climate Action Plan); and (ii)  The Report of the Executive Office of the President of March 2014 (Climate Action Plan Strategy to Reduce Methane Emissions). (c)  The Council on Environmental Quality shall rescind its final guidance entitled "Final Guidance for Federal Departments and Agencies on Consideration of Greenhouse Gas Emissions and the Effects of Climate Change in National Environmental Policy Act Reviews," which is referred to in "Notice of Availability," 81 Fed. Reg. 51866 (August 5, 2016). (d)  The heads of all agencies shall identify existing agency actions related to or arising from the Presidential actions listed in subsection (a) of this section, the reports listed in subsection (b) of this section, or the final guidance listed in subsection (c) of this section.  Each agency shall, as soon as practicable, suspend, revise, or rescind, or publish for notice and comment proposed rules suspending, revising, or rescinding any such actions, as appropriate and consistent with law and with the policies set forth in section 1 of this order. Sec. 4.  Review of the Environmental Protection Agency's "Clean Power Plan" and Related Rules and Agency Actions.  (a)  The Administrator of the Environmental Protection Agency (Administrator) shall immediately take all steps necessary to review the final rules set forth in subsections (b)(i) and (b)(ii) of this section, and any rules and guidance issued pursuant to them, for consistency with the policy set forth in section 1 of this order and, if appropriate, shall, as soon as practicable, suspend, revise, or rescind the guidance, or publish for notice and comment proposed rules suspending, revising, or rescinding those rules.  In addition, the Administrator shall immediately take all steps necessary to review the proposed rule set forth in subsection (b)(iii) of this section, and, if appropriate, shall, as soon as practicable, determine whether to revise or withdraw the proposed rule. (b)  This section applies to the following final or proposed rules: (i)    The final rule entitled "Carbon Pollution Emission Guidelines for Existing Stationary Sources: Electric Utility Generating Units," 80 Fed. Reg. 64661 (October 23, 2015) (Clean Power Plan); (ii)   The final rule entitled "Standards of Performance for Greenhouse Gas Emissions from New, Modified, and Reconstructed Stationary Sources: Electric Utility Generating Units," 80 Fed. Reg. 64509 (October 23, 2015); and (iii)  The proposed rule entitled "Federal Plan Requirements for Greenhouse Gas Emissions From Electric Utility Generating Units Constructed on or Before January 8, 2014; Model Trading Rules; Amendments to Framework Regulations; Proposed Rule," 80 Fed. Reg. 64966 (October 23, 2015). (c)  The Administrator shall review and, if appropriate, as soon as practicable, take lawful action to suspend, revise, or rescind, as appropriate and consistent with law, the "Legal Memorandum Accompanying Clean Power Plan for Certain Issues," which was published in conjunction with the Clean Power Plan. (d)  The Administrator shall promptly notify the Attorney General of any actions taken by the Administrator pursuant to this order related to the rules identified in subsection (b) of this section so that the Attorney General may, as appropriate, provide notice of this order and any such action to any court with jurisdiction over pending litigation related to those rules, and may, in his discretion, request that the court stay the litigation or otherwise delay further litigation, or seek other appropriate relief consistent with this order, pending the completion of the administrative actions described in subsection (a) of this section. Sec. 5.  Review of Estimates of the Social Cost of Carbon, Nitrous Oxide, and Methane for Regulatory Impact Analysis.  (a)  In order to ensure sound regulatory decision making, it is essential that agencies use estimates of costs and benefits in their regulatory analyses that are based on the best available science and economics. (b)  The Interagency Working Group on Social Cost of Greenhouse Gases (IWG), which was convened by the Council of Economic Advisers and the OMB Director, shall be disbanded, and the following documents issued by the IWG shall be withdrawn as no longer representative of governmental policy: (i)    Technical Support Document:  Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis Under Executive Order 12866 (February 2010); (ii)   Technical Update of the Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis (May 2013); (iii)  Technical Update of the Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis (November 2013); (iv)   Technical Update of the Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis (July 2015); (v)    Addendum to the Technical Support Document for Social Cost of Carbon:  Application of the Methodology to Estimate the Social Cost of Methane and the Social Cost of Nitrous Oxide (August 2016); and (vi)   Technical Update of the Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis (August 2016). (c)  Effective immediately, when monetizing the value of changes in greenhouse gas emissions resulting from regulations, including with respect to the consideration of domestic versus international impacts and the consideration of appropriate discount rates, agencies shall ensure, to the extent permitted by law, that any such estimates are consistent with the guidance contained in OMB Circular A-4 of September 17, 2003 (Regulatory Analysis), which was issued after peer review and public comment and has been widely accepted for more than a decade as embodying the best practices for conducting regulatory cost-benefit analysis. Sec. 6.  Federal Land Coal Leasing Moratorium.  The Secretary of the Interior shall take all steps necessary and appropriate to amend or withdraw Secretary's Order 3338 dated January 15, 2016 (Discretionary Programmatic Environmental Impact Statement (PEIS) to Modernize the Federal Coal Program), and to lift any and all moratoria on Federal land coal leasing activities related to Order 3338.  The Secretary shall commence Federal coal leasing activities consistent with all applicable laws and regulations. Sec. 7.  Review of Regulations Related to United States Oil and Gas Development.  (a)  The Administrator shall review the final rule entitled "Oil and Natural Gas Sector:  Emission Standards for New, Reconstructed, and Modified Sources," 81 Fed. Reg. 35824 (June 3, 2016), and any rules and guidance issued pursuant to it, for consistency with the policy set forth in section 1 of this order and, if appropriate, shall, as soon as practicable, suspend, revise, or rescind the guidance, or publish for notice and comment proposed rules suspending, revising, or rescinding those rules. (b)  The Secretary of the Interior shall review the following final rules, and any rules and guidance issued pursuant to them, for consistency with the policy set forth in section 1 of this order and, if appropriate, shall, as soon as practicable, suspend, revise, or rescind the guidance, or publish for notice and comment proposed rules suspending, revising, or rescinding those rules: (i)    The final rule entitled "Oil and Gas; Hydraulic Fracturing on Federal and Indian Lands," 80 Fed. Reg. 16128 (March 26, 2015); (ii)   The final rule entitled "General Provisions and Non-Federal Oil and Gas Rights," 81 Fed. Reg. 77972 (November 4, 2016); (iii)  The final rule entitled "Management of Non Federal Oil and Gas Rights," 81 Fed. Reg. 79948 (November 14, 2016); and (iv)   The final rule entitled "Waste Prevention, Production Subject to Royalties, and Resource Conservation," 81 Fed. Reg. 83008 (November 18, 2016). (c)  The Administrator or the Secretary of the Interior, as applicable, shall promptly notify the Attorney General of any actions taken by them related to the rules identified in subsections (a) and (b) of this section so that the Attorney General may, as appropriate, provide notice of this order and any such action to any court with jurisdiction over pending litigation related to those rules, and may, in his discretion, request that the court stay the litigation or otherwise delay further litigation, or seek other appropriate relief consistent with this order, until the completion of the administrative actions described in subsections (a) and (b) of this section. Sec. 8.  General Provisions.  (a)  Nothing in this order shall be construed to impair or otherwise affect: (i)   the authority granted by law to an executive department or agency, or the head thereof; or (ii)  the functions of the Director of the Office of Management and Budget relating to budgetary, administrative, or legislative proposals. (b)  This order shall be implemented consistent with applicable law and subject to the availability of appropriations. (c)  This order is not intended to, and does not, create any right or benefit, substantive or procedural, enforceable at law or in equity by any party against the United States, its departments, agencies, or entities, its officers, employees, or agents, or any other person. DONALD J. TRUMP THE WHITE HOUSE, March 28, 2017. https://www.whitehouse.gov/the-press-office/2017/03/28/presidential-exe…
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China y los EAU lideran una oleada de reducción de costes al crecer la demanda de almacenamiento

La mejora tecnológica y las prácticas de instalación están propiciando una reducción de costes en CSP, y la rápida expansión en China y los EAU impulsará dichas reducciones en los próximos años, según afirmaron los expertos de la conferencia MENA New Energy 2017 del 25-26 de abril.
La industria de la CSP se enfrenta una competencia cada vez mayor de los proyectos fotovoltaicos y eólicos en los próximos años, y los Emiratos Árabes Unidos (EAU) desempeñarán un papel fundamental en la reducción de los costes de CSP. China tiene intención de construir 1,3 GW de capacidad CSP antes de 2018 en un primer lote de 20 proyectos de CSP, incluidas nueve torres solares, siete centrales de sistema cilíndrico-parabólico y cuatro centrales de tipo Fresnel lineal. En Oriente Próximo, la ciudad emiratí de Dubái también se ha fijado objetivos ambiciosos para CSP, sobre promesas de construir 1 GW de CSP antes de 2030 y con la intención de llamar a licitación en enero para su primera central de torre solar de 200 MW. El primer lote de proyectos de China está previsto para finales de 2018 con objeto de poder acogerse a la tarifa de alimentación (FiT, por sus siglas en inglés) de 1,15 yuanes por kWh (170 $/MWh). La eficiencia de implantación de China pronto alimentará a otros mercados, según dijo Xavier Lara, director ejecutivo en la organización de ingeniería Empresarios Agrupados, a New Energy Update. “Los proyectos de demostración de China representan aproximadamente una cuarta parte de la capacidad global instalada de CSP, y hay intención de conectarlos a la red eléctrica a finales de 2018. Esto, con toda certeza, reducirá los precios”, dijo Lara. La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) ha previsto una posible caída del coste medio teórico de generación de electricidad (LCOE) en las centrales de torre solar del 43 % hasta unos 80 $/MWh de aquí a 2025. No obstante, Dubái se ha fijado un objetivo de coste de 80 $/MWh para su primer proyecto de torre —el cual se espera que entre en funcionamiento antes de 2021— y los beneficios en otros países muestran que la reducción de costes es posible. “Los promotores ya han logrado resultados mejores”, aseguró Ranjan Moulik, responsable internacional de energía y renovables en Natixis, la cual ha financiado 11 proyectos de CSP en España y los EAU. “En Chile hubo una oferta [de 68 $/MWh] para CSP [hecha por SolarReserve], así que existe precedente. Creo que muchos tienen los [68 $/MWh] en mente para el proyecto de CSP de DEWA”, afirmó.                Posible reducción del LCOE para CSP antes de 2025 (Haga clic en la imagen para ampliar) Fuente: IRENA, DLR (2016) Ascenso de China Los plazos tarifarios para el programa de demostración de CSP de China proporcionaron a los promotores poco más de dos años para asegurar la financiación, seleccionar una contrata de ingeniería, adquisición y construcción (EPC, por sus siglas en inglés) y construir la central. Los precios de los materiales de China, incluidas las turbinas de vapor, los generadores y los receptores, ya están cayendo más rápido que en la región MENA y en los mercados occidentales, según dijo Lara, cuya empresa trabaja con varios promotores chinos de CSP. La creación de una industria de CSP nacional permitirá a las contratas de EPC exportar sus conocimientos técnicos, lo que supondrá una mayor reducción de los costes, aseguró. “Esto congratulará a los promotores y tomadores de la región [de Oriente Próximo y África Septentrional], pues reducirá drásticamente los precios”, explicó Lara. Se espera que China continúe la primera ronda de implantación de 1,3 GW de CSP con otra oleada de proyectos. Las autoridades chinas se han fijado un objetivo de 105 GW de fotovoltaica antes de 2020, y la creciente capacidad de fotovoltaica exigirá la energía gestionable adicional y capacidad de almacenamiento que ofrece la CSP. Brecha del almacenamiento La creciente capacidad de la eólica y la fotovoltaica está incrementando la necesidad de activos de generación que puedan gestionar la energía bajo demanda para equilibrar las redes de suministro eléctrico. Los promotores de CSP deberán centrarse en disminuir los costes de almacenamiento para competir contra la generación por gas y la caída de los costes de la fotovoltaica con sistemas de batería. Saudi Aramco ha pronosticado que los gastos de capital (capex) de la CSP con seis horas de almacenamiento experimentarán una caída significativa en los próximos 10 años, de 5,32 $/W en 2016 a 4,28 $/W en 2021 y 3,80 $/W en 2026. Tal y como muestra el siguiente gráfico, la IRENA predice que el coste medio teórico del almacenamiento energético con sistema cilíndrico-parabólico podría caer en un 38 % de aquí a 2025.  Posible reducción de costes del almacenamiento de CSP de aquí a 2025 (Haga clic en la imagen para ampliar) Fuente: IRENA, DLR (2016) En la actualidad, Dubái tiene intención de construir 5 GW de capacidad solar en el parque solar Mohammed bin Rashid al-Maktoum antes 2030. La mayor parte de su capacidad provendrá de la fotovoltaica, lo cual implica que se necesitará capacidad de CSP para suministrar energía durante las horas nocturnas, según ha dicho Taher Diab, director de estrategia y planificación en el Consejo Supremo de la Energía (CSE) de Dubái. “Es formidable. Llegará un momento en 2040 o fecha similar en el que habrá sobreabundancia de energía. Por lo tanto, necesitamos tecnología de almacenamiento para poder almacenar la energía durante el día y emplearla en la noche sin necesidad de utilizar turbinas de gas, además de controlar los picos que tienen lugar durante el día”, explicó Diab. Las autoridades de Dubái han precisado que la central de torre de 200 MW que actualmente está en licitación debe ser capaz de generar electricidad desde las 4 p. m. hasta las 10 a. m., lo que requiere 12 horas de almacenamiento térmico. Diab explicó que el gran tamaño del proyecto de torre de 200 MW debería contribuir a disminuir los costes del almacenamiento energético. “Creemos que el almacenamiento energético producirá resultados tangibles al menos a corto plazo, y que se debería apreciar la diferencia al pasar de una escala de almacenamiento de 150 a 200 MW de capacidad [solar] instalada”, aseguró Diab. Crecimiento en Oriente Próximo En la actualidad se están desarrollando en torno a 4 GW de potencia fotovoltaica y 1,3 GW de CSP en la región de Oriente Próximo y África Septentrional (MENA), según un informe de la Asociación del Sector Solar de Oriente Próximo (MESIA, por sus siglas en inglés) publicado en febrero. Los EAU y Marruecos han sido los principales actores en el desarrollo de energía solar, pero países como Arabia Saudí y Kuwait están acelerando su desarrollo con objeto de diversificarse de los hidrocarburos. El mes pasado, la Oficina de Desarrollo de Proyectos Energéticos (REPDO, por sus siglas en inglés) saudí, de reciente creación, anunció su intención de construir 1 GW de potencia eléctrica de CSP de aquí a 2023. Marruecos planea instalar en torno a 4 GW de energía eólica y solar de aquí a 2020 y ha adoptado un método distinto a los EAU para el desarrollo de CSP y fotovoltaica, según destacó Georgio Akiki, director de desarrollo comercial en la contrata de EPC Sener. “Comenzamos a percibir una tendencia de hibridación entre la fotovoltaica y la CSP. En algunos casos se lleva a cabo en fases distintas, como en los EAU, donde están entrando en funcionamiento grandes capacidades de fotovoltaica y la CSP debe complementar el perfil de carga y suavizar los transitorios”, explicó Akiki. En otros casos, como el del complejo solar marroquí Noor Midelt de 400 MW, la fotovoltaica y la CSP se están desarrollando en la misma fase, destacó. Por Heba Hashem Traducido por Vicente Abella http://analysis.newenergyupdate.com/csp-es/china-y-los-eau-lideran-una-…
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Los promotores chinos de CSP contratan asesores extranjeros para acelerar la implantación

Los promotores deben subsanar la limitada experiencia acumulada que poseen y los desafíos climatológicos de China para cumplir los estrictos plazos de construcción establecidos en el primer programa de desarrollo a gran escala del país, según dicen los expertos del sector.
China adjudicó en septiembre de 2016 su primer lote de 20 proyectos de CSP, incluidas nueve torres solares, siete centrales de sistema cilíndrico-parabólico y cuatro centrales de tipo Fresnel lineal. Está previsto que los proyectos se acaben antes de finales de 2018 para poder acogerse a la tarifa de alimentación (FiT, por sus siglas en inglés) de 1,15 yuanes por kWh (0,17 $/kWh). Este plazo proporciona a los promotores poco más de dos años para asegurar la financiación, seleccionar una contrata de ingeniería, adquisición y construcción (EPC, por sus siglas en inglés) y construir la central. Un plazo de dos años podría bastar en mercados de CSP más maduros, pero no en mercados en desarrollo como el de China o India, según ha asegurado Fengli Du, vicesecretario general de China National Solar Thermal Energy Alliance, a New Energy Update. “Dos años no basta para la construcción de una central de CSP, especialmente cuando debemos enfrentarnos a los inviernos del noroeste de China, cuyas temperaturas extremamente bajas podrían impedir los trabajos de obra civil durante varios meses”, explicó Du. Cuando India fijó un plazo similar (28 meses) para la puesta en marcha de siete proyectos de CSP en 2013, los promotores solicitaron una prórroga de 6 a 12 meses. El gobierno de India respondió ampliando el plazo en 10 meses, pero los problemas con el cierre financiero, la infraestructura del emplazamiento y la entrega de material retrasaron los proyectos y tan solo pudieron completarse tres. En fecha más reciente, las autoridades de Dubái han proyectado un período ventana de tres años para la construcción de un complejo termosolar de torre de 200 MW, la segunda central de CSP de los Emiratos Árabes Unidos. La Autoridad para la Electricidad y el Agua de Dubái (DEWA, por sus siglas en inglés) deberá adjudicar el contrato para el proyecto durante la segunda mitad de 2017 y espera que el complejo solar esté en funcionamiento antes de abril de 2021. Ventanas climatológicas Muchas de las primeras centrales de CSP chinas se ubicarán en emplazamientos sometidos a condiciones climatológicas extremas, como puedan ser las regiones occidentales de Qinghai y Yunnan. Estas regiones pueden verse afectadas por tormentas de arena y temperaturas que llegan a oscilar entre valores tan bajos como los menos 40 grados Celsius y tan altos como 20 grados Celsius en un mismo día, ha explicado Wei Zhu, director general de Thermal Focus, un proveedor de sistemas de seguimiento solar radicado en Shanghái. Según Du, algunas empresas prefieren continuar la obra civil durante el invierno mientras aseguran la financiación y llevan a cabo las licitaciones para los trabajos de construcción. “Todas tratan de completar sus proyectos dentro del plazo previsto”, aseguró. En la actualidad China posee un historial de éxitos en el desarrollo de centrales nucleares, centrales de combustible fósil, hidroeléctricas, fotovoltaicas y eólicas, pero tiene poca experiencia en la construcción de centrales de CSP a gran escala. “El principal desafío es la falta de experiencia en el diseño e integración del sistema. China posee numerosos circuitos y sistemas de demostración, pero ahora la capacidad mínima [en el programa piloto] es de 50 MW. Pasar de 1 MW a 50 MW no será fácil”, ponderó Du.  Centrales de CSP operativas en China Fuente: CSP Today Global Tracker (datos de febrero de 2017) Para acortar la curva de aprendizaje y disminuir los riesgos del proyecto, los promotores locales están actualmente contratando consultores expertos en CSP a escala internacional. Por ejemplo, la consultoría de ingeniería alemana SolEngCo fue seleccionada por un instituto de diseño de energía eléctrica chino con objeto de que proporcionara servicios de ingeniería básicos y generales para una central de CSP china, según ha contado Wang Zhen, representante en China de SolEngCo, a New Energy Update. La empresa hispano-sueca AF Aries Energia también ofrece soporte al proyecto de 50 MW Delingha de CGN Power Group como ingeniero del propietario, sirviéndoles de guía en el proceso de licitación para seleccionar la contrata de ingeniería, adquisición y construcción y el equipo principal. Mientras tanto, Advisian, la empresa consultora a escala global de WorleyParsons, asume la función de ingeniero propietario de una torre solar de 50 MW suministrada por la contrata de ingeniería, adquisición y construcción North China Power Engineering (NCPE). Apoyo en la distribución Una de las principales ventajas para los promotores de China es la extensa cadena de suministro del país, que requiere muy pocas importaciones. Los principales componentes, como los tubos receptores del sistema cilíndrico-parabólico (elementos de recogida de calor), reflectores, vidrio bruto, sales fundidas y aceite térmico, pueden suministrarse e instalarse a un coste relativamente bajo. “China posee una industria manufacturera sólida y el coste del material a granel es bajo a escala nacional”, ha explicado Fabio Wang, director técnico de SunCan, la filial especializada en CSP de Beijing Shouhang IHW Resources Saving Technology Co. SunCan desarrolla en la actualidad una torre solar de 100 MW en Dunhuang, en la provincia de Gansu, y es el proveedor tecnológico de dos proyectos de torres solares de 100 MW en Jinta y Yunmen, también en la provincia de Gansu. La empresa es además la contrata de ingeniería, adquisición y construcción de un proyecto de sistema cilíndrico-parabólico de 50 MW en Delingha, provincia de Qinghai. Al trabajar conjuntamente con empresas consultoras y de ingeniería internacionales, las empresas chinas se benefician de la experiencia obtenida en otros mercados, ha explicado Du. “Los promotores chinos deben tener la mente abierta y solicitar ayuda de los equipos internacionales más experimentados, especialmente los ingenieros de propietarios... [aunque] China posee su propia coyuntura, al menos se podrán evitar muchos errores”, concluyó. http://analysis.newenergyupdate.com/csp-es/los-promotores-chinos-de-csp…
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Los beneficios de SolarReserve posibilitan el proyecto de 450 MW en Chile; Abengoa se acerca al final de su restructuración

Los beneficios de SolarReserve posibilitan un proyecto de 450 MW en Chile La californiana SolarReserve ha recibido autorización medioambiental del gobierno chileno para su gigantesca central de 450 MW de carga base y torre solar Tamarugal, la cual integra 13 horas de almacenamiento energético a plena carga, según explicó la empresa el 6 de marzo. SolarReserve licitará por el proyecto Tamarugal en la próxima subasta pública internacional que se celebrará en Chile para un suministro eléctrico las 24 horas del día, convocado anualmente para las compañías eléctricas de Chile, según ha declarado la firma. El proyecto Tamarugal comprende tres torres termosolares de 150 MW, que suministrarán un total de 5,8 GWh de capacidad de almacenamiento energético, explicó. La central operará con un factor de capacidad y un factor de disponibilidad “equivalentes al de una central eléctrica de carbón”, aseguró la empresa. SolarReserve ha establecido un precio de referencia para la CSP con almacenamiento gracias a su oferta de 63 $/MWh en la última subasta energética de Chile en agosto. No se seleccionó ningún proyecto de CSP en la subasta de agosto, la cual no ofrecía subsidio alguno para proyectos de energía renovable. Se contrató un total de 12,4 TWh de generación eléctrica adicional, a un precio medio de 45,1 $/MWh, y se adjudicó aproximadamente un 52 % de potencia a proyectos de energía eólica y fotovoltaica, según los informes. Bloomberg informó de que la energía eólica se había establecido al bajo precio de 38,10 $/MWh, mientras que la electricidad proveniente de centrales de gas natural se vendió a 47 $/MWh, la generación por carbón a 57 $/MWh, la hidroeléctrica a 60 $/MWh y la geotérmica a 66 $/MWh. Abengoa se acerca al final de su restructuración financiera Los ingresos anuales de Abengoa cayeron un 58 % en 2016 hasta 1500 millones de euros (1600 millones de dólares estadounidenses) y la empresa española se acerca al final de su restructuración financiera, la cual ha restringido la actividad de sus proyectos, según declaró la empresa el 28 de febrero. Abengoa solicitó el procedimiento concursal en el marco de los capítulos 11 y 15 de la legislación estadounidense en 2016 y vendió algunos activos para reducir su cúmulo de deuda. En septiembre, la empresa firmó un acuerdo de restructuración con acreedores e inversores financieros. Abengoa registró una pérdida de EBITDA (margen bruto de explotación de la empresa antes de deducir los intereses, amortizaciones e impuestos) de 241 millones de euros en 2016, frente al EBITDA positivo de 343 millones de euros de 2015. “A lo largo de 2016, la actividad de Abengoa se ha visto fuertemente condicionada por las restricciones en su liquidez, las cuales produjeron una desaceleración general en el desarrollo comercial”, dijo la empresa en su declaración financiera. Esto tuvo repercusiones en los proyectos de México, Chile y Sudáfrica, y en los proyectos de línea de transmisión en Brasil, explicó. Abengoa ha adjudicado 1300 millones de euros para proyectos en 2016, por ejemplo, en Arabia Saudí, Omán, Perú y Uruguay, dijo. El retraso del grupo en ingeniería y construcción sumó aproximadamente 2700 millones de euros, según datos del 31 de diciembre de 2016. Esto incluye ajustes en la venta de activos, la restructuración financiera del tendido eléctrico de Brasil, la puesta en reserva de algunos proyectos de conformidad con el nuevo plan estratégico y ajustes para otros proyectos cancelados. Muchos de los hitos de la restructuración se lograron en el cuarto trimestre de 2016. El 22 de noviembre de 2016 la empresa celebró la junta general extraordinaria de accionistas, en la que se aprobaron las medidas necesarias para la aplicación del Acuerdo de restructuración firmado en septiembre de 2016, incluido el incremento de capital social y la designación de la nueva junta directiva. http://analysis.newenergyupdate.com/csp-es/los-beneficios-de-solarreser…
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Qué es la Energía Solar CSP

Las plantas termosolares (energía solar CSP) producen energía eléctrica mediante la conversión de la energía del sol en calor de alta temperatura con diferentes configuraciones de espejoS. El calor se canaliza a través de un generador convencional. Las plantas constan de dos partes: una que recoge la energía solar y la convierte en calor, y otra que convierte la energía térmica en electricidad. Los sistemas de concentración de energía solar (CSP, Concentrated Solar Power) pueden ajustarse para brindar electricidad a los pueblos (10 kilovatios) o aplicaciones conectadas a la red (hasta 100 megavatios). Algunos sistemas utilizan almacenamiento térmico durante los períodos nublados o de noche. Otros pueden ser combinados con gas natural y las plantas híbridas resultantes de alimentación proporcionan de alto valor. Estos atributos, junto con el récord mundial de eficiencia de conversión solar a eléctrica, que concentra la energía solar es una opción atractiva de energía renovable en las regiones del suroeste y en todo el mundo. Hay cuatro tecnologías termosolares que se están promoviendo a nivel internacional. Para cada uno de estas existen diversas variaciones de diseño o configuraciones diferentes. La cantidad de energía generada por una planta de energía solar de concentración depende de la cantidad de luz solar directa. http://www.gstriatum.com/energiasolar/blog/2011/11/02/que-es-la-energia…
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