jueves, 30 de abril de 2020

Luego de 14 días, unidad 1 de Punta Catalina entra al sistema eléctrico


La unidad 1 de Punta Catalina entró hoy al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) con una generación inicial de 100 megavatios, luego de 14 días apagada  para que el personal técnico corrigiera un escape de hidrógeno que presentaba.

 

Desde el pasado 15 de abril, esta planta de generación fue sacada del sistema para ser reparada mientras que la unidad 2 de la Central seguía aportando, en calidad de prueba hasta el pasado viernes que fue entregada oficialmente, unos 375 MW.

 

La Central Termoeléctrica Punta Catalina, consta de dos plantas que generan a carbón y que el Gobierno prometió que en conjunto aportarían 720 megavatios al sistema eléctrico nacional.

 

La unidad 1 de la Termoeléctrica retomó sus operaciones en la madrugada de este miércoles con 100 MW y ya a las 2:00 de la tarde estaba inyectando al sistema unos 275 MW.

 

Listin Diario


AIRD: Apertura gradual de economía es necesaria bajo condiciones de control del covid-19


“La apertura gradual de la economía dominicana es necesaria, pero requiere garantizar algunas condiciones que eliminen los riesgos de impulsar la propagación del covid-19 y que contribuyan a superar la crisis sanitaria en curso”.

 

Así lo explicó Celso Juan Marranzini, presidente de la Asociación de Industrias de la República Dominicana (AIRD), valorando positivamente el esfuerzo y dirección de las autoridades dominicanas ante la actual pandemia.

 

“Necesitamos ir abriendo más nuestra economía para salvar miles de empleos y como una forma de garantizar la permanencia de miles de empresas de todo tamaño, de contribuir al bienestar y a la paz social”, afirmó Marranzini.

 

Dijo que las estadísticas presentadas por las autoridades indican que estamos marchando bien, pero que es primordial la plena conciencia de toda la ciudadanía de que solo unidos ante un mismo propósito podemos superar esta crisis y evitar que se profundicen los efectos económicos adversos.

 

Un compromiso ciudadano

Marranzini indicó que en todas partes del mundo la superación de la crisis del coronavirus es un compromiso de los estados, pero es también un compromiso ciudadano. Aseguró que la gente lo quiere hacer bien y se esfuerza por hacerlo bien.

 

“Hoy, en el Día de la Ética Ciudadana, es bueno precisar que el compromiso para superar esta pandemia es también un compromiso ético ciudadano. Si las personas vulnerables se quedan en casa, si los que sospechan de estar expuestos al virus se quedan en casa, si los que pueden salir hacen uso de mascarillas todo el tiempo, si mantienen un distanciamiento de por lo menos dos veces su estatura de otras personas, si se mantiene el lavado frecuente de manos e higiene con desinfectantes las superficies, entre otras medidas recomendadas por las autoridades… si hacemos de esta una causa de todos, ganaremos la batalla, podremos reactivar la economía sin impulsar la propagación del virus”, expresó esperanzado el presidente de la AIRD.

 

En esa dirección indicó que también es necesario rechazar, denunciar y castigar las conductas imprudentes (sean individuales o colectivas), que ponen en peligro a la familia, a la comunidad, a la vida de las personas “y que retrasan la salida de esta situación. En ese sentido, condenamos enérgicamente actos de irresponsabilidad como el exhibido en Puerto Plata el domingo pasado. Debe haber un régimen de consecuencias para entidades y ciudadanos que atenten con la vida de personas y con alargar el tiempo necesario para reactivar la economía. Actos como este no pueden ocurrir más”.

 

Desde la AIRD se ha contribuido con diversas campañas que fortalecen la responsabilidad ciudadana. Marranzini afirmó que es necesario levantar todo un movimiento de educación que fortalezca la determinación social de salir de esta pandemia, “Porque los dominicanos somos solidarios y queremos hacer las cosas bien”.

 

Aseguró que es necesario y posible ir implementando un plan de activación económica, como se ha hecho en otros países, dando prioridad a las cadenas de valor que más empleos y valor agregado nacional generen, como la industria de la construcción, pero basados en protocolos de operación que garanticen la seguridad de los colaboradores ante la amenaza del coronavirus.

 

Para Marranzini es muy importante que el Estado continúe garantizando un ingreso mínimo a los desempleados, a los trabajadores del sector informal, de modo que puedan subsistir mientras se dinamiza la economía.

 

Mirar más lejos

Marranzini expresó que a la vez que se dan pasos inmediatos, es necesario mirar más lejos.

 

En ese sentido, es importante continuar profundizando las medidas que inyectan liquidez de forma blanda a las empresas para que puedan mantener empleos, pagos a proveedores y acreedores, de manera que se preserve el tejido productivo del país, hoy amenazado por esta pandemia del covid-19.

 

“Mientras es superada la crisis, aspiramos a reposicionar el país como la economía más competitiva, de mayor crecimiento y estabilidad en la región, asegurando en las exportaciones un mayor dinamismo incluso que el mostrado antes de la pandemia. No debe faltar, además, una agresiva política de atracción de inversiones hacia la industria, las zonas francas, el turismo y la minería, para lo cual se requieren condiciones estables y garantías jurídicas”.

 

Afirmó que un elemento importante es el desarrollo de grandes planes de construcción de infraestructura, de viviendas, acueductos, plantas de tratamiento de aguas residuales, entre otras, “de modo que sirvan al doble propósito de reactivar la economía y de responder a requerimientos de orden social, ambiental y de infraestructura necesaria para el desarrollo económico”.

 

“Necesitamos un plan-país, necesitamos consenso, necesitamos mirar en la misma dirección, necesitamos avanzar con prudencia, pero avanzar, necesitamos sentir y asumir que este es un desafío de nación”, sentenció Marranzini.

 

Eldinero.com.do


Nuevo récord de concentración de CO2 en el planeta en plena pandemia del coronavirus


El observatorio de Vigilancia Atmosférica Global de Izaña dependiente de la Agencia Estatal de Meteorología, adscrita al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, confirma que han alcanzado 418,7 ppm (partes por millón) de concentración media diaria de dióxido de carbono (CO2) el día 18 de abril, récord histórico de la serie.

 

El pasado año por estas fechas Izaña superaba los 415 ppm, una cifra que nos obligaba a retroceder al menos 3 millones de años para encontrar concentraciones similares de CO2 en la atmósfera. Este año vuelve a marcarse un hito, concretamente 2,2 ppm por encima de lo alcanzado en 2019 y en consonancia con lo previsto, que anunciaba un ritmo de crecimiento para este año como el finalmente registrado.

 

El nuevo pico se produce en un contexto en el que varias regiones han reducido significativamente su actividad como consecuencia de la crisis sanitaria del COVID-19. Se estima que los paros temporales impuestos por la situación de pandemia han bajado las emisiones de gases de efecto invernadero en torno a un 25% en las áreas donde se han producido. Se trata de una cifra con un impacto mínimo en el cómputo global de la concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera, en donde pesa fundamentalmente lo ya acumulado en décadas previas.

 

Las reducciones de emisiones que se están registrando en determinadas partes del mundo ofrecen información de utilidad a los investigadores, al establecer comparativas que permiten analizar y dimensionar las acciones requeridas para hacer frente al cambio climático en los próximos años.

 

Elperiodicodelaenergia.com


La producción de energía en EEUU superó en 2019 al consumo por primera vez en 62 años


En 2019, por primera vez desde 1957, la producción de energía superó al consumo de energía en Estados Unidos, según la Revisión mensual de energía de la Administración de Información de Energía de EEUU (EIA). Estados Unidos produjo 101.000 billones de unidades térmicas británicas (101 quads de btu) de energía y consumió 100.2 quads el año pasado. Después de que tanto la producción como el consumo de energía alcanzaran niveles récord en 2018, la producción de energía de EEUU en 2019 creció un 5,7% y el consumo de energía disminuyó un 0,9%.

 

La producción de energía doméstica en los Estados Unidos ha crecido sustancialmente durante la última década. El crecimiento se debe en gran medida al aumento de la producción de petróleo crudo y gas natural a partir de la fracturación hidráulica y la perforación horizontal. En 2019, la producción de líquidos de plantas de gas natural y petróleo crudo (NGPL) en los Estados Unidos fue de 31.8 quads, y la producción de gas natural fue de 34.9 quads. Ambos valores son máximos históricos en los Estados Unidos, superando sus máximos anteriores establecidos en 2018.

 

La producción de energía renovable en los Estados Unidos se mantuvo bastante constante entre 2018 y 2019, creciendo en aproximadamente 0,1 quad. Por el contrario, la producción de carbón en Estados Unidos disminuyó por tercer año consecutivo, cayendo en 1,1 quads a 14,3 quads, su punto más bajo desde 1974. La producción de energía eléctrica nuclear en los Estados Unidos se ha mantenido estable en casi 8 quads durante las últimas dos décadas.

 

El consumo de energía de Estados Unidos se ha mantenido en un rango relativamente estrecho en las últimas dos décadas, que oscila entre 96 quads y 102 quads. El petróleo ha representado la mayor parte del consumo de energía de los Estados Unidos desde 1950, a pesar de que ha caído casi un 9% desde su pico en 2005. Desde 2008, el consumo de carbón de los Estados Unidos ha disminuido casi un 50%, principalmente porque el carbón ha sido desplazado por el gas natural y las energías renovables en el sector eléctrico.

 

El consumo de gas natural en EEUU ha aumentado aproximadamente un 35% desde 2000 y alcanzó un máximo histórico en 2019 . El consumo de energía renovable en los Estados Unidos, que incluye la generación de electricidad con energía renovable, biocombustibles y biomasa, ha crecido un 88% durante el mismo período, y su participación en el consumo fue casi la misma que la del carbón en 2019.

 

Tanto en 2019 como en 1957, el último año en que la producción de energía de EEUU superó el consumo de energía, los combustibles fósiles representaron la gran mayoría de la producción de energía en los Estados Unidos. La participación del carbón en la producción energética de EEUU ha caído del 30% en 1957 al 14% en 2019; la participación del petróleo crudo y la producción de NGPL combinados ha disminuido del 38% al 31%.

 

La participación del gas natural en la producción de energía de los Estados Unidos aumentó del 25% al ​​35% en esos años. La participación de las energías renovables también aumentó, del 6% en 1957 al 12% en 2019. La energía nuclear, que prácticamente no representaba producción de energía en los Estados Unidos en 1957, el año en que la generación de electricidad con energía nuclear entró en funcionamiento en los Estados Unidos, ha crecido y, más recientemente, representó el 8% de la producción total de energía de EEUU en 2019.

 

Las fuentes de consumo de energía de los Estados Unidos generalmente han seguido las mismas tendencias que la producción de energía durante los últimos 62 años. El petróleo sigue siendo la mayor fuente de consumo de energía en los Estados Unidos, pero su participación ha disminuido del 43% en 1957 al 37% en 2019. El gas natural aumentó del 24% al 32% del consumo de energía de los Estados Unidos. Las energías renovables y la energía nuclear también representan una mayor proporción del consumo ahora que en 1957, pero la participación del carbón ha caído del 26% al 11% desde entonces.

 

Elperiodicodelaenergia.com


miércoles, 29 de abril de 2020

Abu Dhabi (EAU) rompe el récord mundial de fotovoltaica al registrar una oferta de 12,46 euros/MWh


Emirates Water and Electricity Company (EWEC) recibió una oferta récord para el proyecto fotovoltaico solar de 2 gigavatios que se está desarrollando en la región de Al Dhafra en Abu Dhabi . La compañía, subsidiaria de Abu Dhabi Power Corporation , dijo que recibió una oferta de 12,46 euros / MWh (4.97 fils por kilovatio hora), que supera ampliamente el precio anterior establecido por Total y Marubeni al ofertar por su proyecto de 800 MW en Qatar un precio de 14,03 €/MWh.

 

Acwa Power, y los consorcios EDF– Jinko Solar, International Power–Engie, Marubeni–Total Solar y Soft Bank–Eni presentaron ofertas técnicas y comerciales para el proyecto de Al Dhafra, según un representante de Ewec, que no reveló el nombre de la oferta ganadora, aunque el portal de energía pvmagazine ha informado que el consorcio formado por EDF y Jinko Solar fue el que realizó la oferta más baja.

 

Los Emiratos Árabes Unidos representan el 4% de la producción mundial de crudo , en gran parte de los campos petroleros en Abu Dhabi. El emirato tiene la intención de generar la mitad de sus necesidades de energía a partir de fuentes de energía limpia para 2030 y está diversificando su mix energético, agregando fuentes solares y nucleares a su red, ya que busca liberar sus hidrocarburos para los mercados de exportación.

 

El proyecto fotovoltaico planificado de dos gigavatios se produce después de la puesta en marcha en junio de la planta de 1,17 gigavatios de Noor Abu Dhabi, un proyecto realizado por una joint venture entre Abu Dhabi Power Corporation, la japonesa Marubeni y la china Jinko Solar.

 

La oferta recibida para la planta de Al Dhafra es un 44% más baja que la generada para el proyecto Noor Abu Dhabi, la primera gran planta fotovoltaica del emirato.

 

«Asegurar tarifas tan competitivas en nuestros proyectos de energía es fundamental para apoyar el crecimiento económico en todos los sectores en los EAU», dijo el presidente ejecutivo de Ewec, Othman Al Ali. «Esperamos firmar el acuerdo de compra de energía y entregar el proyecto en el segundo trimestre de 2022».

 

Con la incorporación del último proyecto a la red, la capacidad total de generación de energía solar de Abu Dhabi será de 3,2 gigavatios.

 

Elperiodicodelaenergia.com


Los costes de las renovables se desploman en 2020: la energía solar y la eólica terrestre son las fuentes más baratas en casi todo el mundo


La energía solar fotovoltaica y la energía eólica terrestre son ahora las fuentes más baratas de generación eléctrica en al menos dos tercios de la población mundial. Esos dos tercios viven en lugares que comprenden el 71% del producto interno bruto y el 85% de la generación de energía. El almacenamiento en baterías es ahora la tecnología de nueva construcción más barata para energía de respaldo para los picos de la demanda (hasta dos horas de duración de descarga) en las regiones importadoras de gas, como Europa, China o Japón.

 

El último análisis realizado por la empresa de investigación BloombergNEF (BNEF) muestra que el costo nivelado de referencia mundial de la electricidad, o LCOE, para la energía eólica terrestre y energía fotovoltaica a gran escala ha caído un 9% y un 4% desde la segunda mitad de 2019,  a  € 40,5 y € 46,1 / MWh, respectivamente. Mientras tanto, el LCOE de referencia para el almacenamiento de baterías se ha reducido a € 138,1 / MWh, aproximadamente la mitad de lo que era hace dos años.

 

La eólica terrestre ha registrado la caída más significativa en el costo desde 2015. Esto se debe principalmente a un aumento en la potencia de la turbina, que ahora tiene un promedio de 4.1 megavatios y un precio de alrededor de € 0.64 millones por megavatio para proyectos recientemente financiados.

 

En Brasil, por ejemplo, donde los recursos eólicos son amplios, la crisis económica de 2016 hizo que el costo de capital para proyectos eólicos aumentara hasta un 13%. El análisis de BNEF sugiere que los tipos de interés han caído a niveles vistos antes de esa crisis. Y esto significa que los mejores proyectos eólicos en tierra pueden alcanzar un LCOE de € 22,13 por megavatio-hora, el más bajo a nivel mundial. Mientras tanto, los principales proyectos en EEUU, India y España siguen a € 24, € 26,7 y € 26,7 por megavatio-hora respectivamente, excluyendo subsidios como el crédito fiscal.

 

En China, el mercado fotovoltaico más grande, el punto de referencia solar está en € 35 / MWh, un 9% menos que en la segunda mitad de 2019, tras la rápida incorporación de módulos monocristalinos de mejor rendimiento. La nueva construcción solar en el país ahora está casi a la par con el costo de funcionamiento de las centrales eléctricas de carbón, a un promedio de € 32,3 / MWh. Esto es significativo a medida que China avanza en su agenda de desregulación, abriendo la competencia en el sector eléctrico.

 

A nivel mundial, BNEF estima que algunos de los proyectos fotovoltaicos más baratos financiados en los últimos seis meses podrán alcanzar un LCOE de € 21,2- 26,7 por megavatio-hora, suponiendo rendimientos competitivos para sus inversores . Esos proyectos se pueden encontrar en Australia, China, Chile y EEUU, donde desafiarán al parque existente de plantas de energía de combustibles fósiles.

 

Pero también en Emiratos Árabes Unidos (EAU). Precisamente, al tiempo que BNEF daba a conocer los resultados de su informe, la compañía EWEC de Abu Dhabi, daba a conocer los resultados de la última licitación solar del país, realizada para el proyecto fotovoltaico solar de 2 gigavatios que se está desarrollando en la región de Al Dhafra en Abu Dhabi, para la que la compañía, subsidiaria de Abu Dhabi Power Corporation , dijo que recibió una oferta de 12,46 euros / MWh.

 

Abu Dhabi (EAU) rompe el récord mundial de fotovoltaica al registrar una oferta de 12,46 euros/MWh

 

 

 

Tifenn Brandily, autor principal del informe en BNEF, comentó: “Ha habido mejoras importantes en la competitividad de costos de la energía solar y eólica. Parte de esto se debe a que la tecnología fotovoltaica y la eólica están mejorando en la extracción de recursos renovables. Pero el análisis de BNEF también sugiere que desde 2016, las subastas están obligando a los desarrolladores a realizar ahorros de costos al aumentar el tamaño del proyecto y las carteras. Un tamaño mayor les permite reducir los gastos del balance del sistema, operaciones y mantenimiento, y tener una posición de negociación más fuerte al ordenar equipos «.

 

A nivel mundial, BNEF estima que el parque eólico terrestre promedio ha duplicado su capacidad de 32 megavatios en 2016 a aproximadamente 73 megavatios en la actualidad. Las plantas solares son un tercio más potentes hoy en día, con 27 megavatios de media, en comparación con 2016.

 

Brandily agregó: “En las tendencias actuales, el LCOE de los mejores proyectos de energía solar y eólica estará presionando por debajo de los 20 dólares por megavatio-hora. Hace una década, los costos de generación solar estaban muy por encima de los € 277, mientras que la energía eólica terrestre rondaba los € 92 por megavatio-hora. Hoy en día, los mejores proyectos solares en Chile, Oriente Medio y China, o proyectos eólicos en Brasil, Estados Unidos e India, pueden alcanzar menos de € 27,7 por megavatio-hora. Y hay muchas innovaciones en cartera que reducirán aún más los costos”.

 

El almacenamiento de la batería es otro ejemplo de cómo la báscula puede desbloquear reducciones de costos. BNEF estima que la capacidad media de los proyectos de almacenamiento es de aproximadamente 30 megavatios-hora, cuatro veces más en comparación con la media de siete megavatios-hora por proyecto de hace cuatro años.

 

Desde 2018, el aumento de los tamaños de los proyectos combinados con una base de fabricación en rápida expansión y más productos químicos de mayor densidad energética, han reducido a la mitad el LCOE del almacenamiento de energía. El índice de referencia global LCOE de BNEF ahora se ubica en € 138 / MWh para sistemas de almacenamiento en baterías con una duración de cuatro horas.

 

China es el país con los costos nivelados de almacenamiento más baratos a nivel mundial, a € 106 por megavatio-hora. Esta ventaja competitiva depende principalmente de la proximidad de los desarrolladores a la cadena de suministro de equipos y el uso más extendido de productos químicos LFP (fosfato de litio y hierro) más baratos. En comparación, el costo nivelado de las turbinas de gas de ciclo abierto por megavatio-hora se ubica hoy entre € 91 en  Estados Unidos y € 217 en Japón, con China en € 134.

 

Los datos utilizados para el último informe provienen de acuerdos reales de los últimos meses y, por lo tanto, no reflejan lo que puede suceder con los LCOE de diferentes tecnologías de generación como resultado del shock económico creado por la pandemia de coronavirus.

 

Seb Henbest, economista jefe de BNEF, dijo: “El coronavirus tendrá una variedad de impactos en el costo relativo de la electricidad fósil y renovable. Una pregunta importante es qué sucede con los costos de las finanzas a corto y medio plazo. Otro se refiere a los precios de los productos básicos: los precios del carbón y el gas se han debilitado en los mercados mundiales. Si se mantienen, esto podría ayudar a proteger la generación de combustibles fósiles por un tiempo del ataque de los costos de las energías renovables .

 

Elperiodicodelaenergia.com


martes, 28 de abril de 2020

Punta Catalina: el largo y tormentoso camino de una costosa obra


Su construcción se inició el 15 de diciembre de 2013, luego de que el presidente Danilo Medina diera el primer picazo, con la promesa de que tres años y ocho meses después las dos plantas de la central termoeléctrica Punta Catalina comenzarían a generar 752 megavatios y entrarían en operación comercial entre agosto y octubre de 2017.

 

Tras una licitación ganada por el consorcio Odebrecht-Tecnimont-Estrella el 15 de noviembre de 2013, la cual estaría varios años después envuelta en un escándalo de sobornos, la central eléctrica estatal comenzó a levantarse en la provincia Peravia, con la garantía de que permitiría ahorros al Gobierno por US$500 millones al año.

 

El Gobierno comenzó la construcción de la obra bajo ataques de corrupción en el proceso de licitación, procedimientos judiciales por parte de una de las empresas que participó del concurso y de acusaciones de que la misma provocaría más contaminación por el tipo de combustible que usaría para la generación: el carbón.

 

El valor contractual de Punta Catalina, la cual representa la iluminación de 2.9 millones de hogares, según la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), inició en US$1,945 millones, pero terminó en US$2,340.5 millones, recursos que fueron fluyendo a través de diversos préstamos.

 

La operación Lava Jato

 

En 2016 el vicepresidente de la CDEEE, Rubén Jiménez Bichara, admitía retrasos en la obra, producto de “situaciones internas” que tenía Odebrecht en Brasil, su país de origen, donde estaba bajo el centro de una investigación por sobornos y corrupción que meses más tarde involucraría a República Dominicana.

 

Semanas después, en octubre del mismo año, el Gobierno anunciaba que pondría a la venta acciones en la termoeléctrica, interés que aún mantiene el Ejecutivo, aunque el ministro de Hacienda, Donald Guerrero, reconoció que le tocará al próximo gobierno.

 

El 2017 entraba con más informaciones de la “operación Lava Jato”, que se realizaba en Brasil a Odebrecht, y que comenzaba a afectar a la constructora y sus obras en varios países de América Latina, incluyendo República Dominicana.

 

El presidente Medina creó una comisión a inicios de enero para que investigara todo lo relacionado a la construcción de la obra, misma que se incluiría en la acusación inicial del Ministerio Público dominicano, pero que fuera sacada del expediente días después.

 

Todo el 2017 la obra estuvo en el centro del escándalo judicial y mediático y de solicitudes de la oposición para que se investigara al presidente Medina.

 

Para mediados de ese año también el vicepresidente de la CDEEE comunicaba que para diciembre de 2018 ambas plantas estarían inyectando energía al Sistema Nacional Eléctrico Interconectado (SENI), sin embargo, no ocurrió así.

 

“El Gobierno dominicano ha invertido más de US$1,600 millones y no piensa pagar más de lo establecido en el contrato (por la obra)”, sentenció Bichara en agosto de 2017, luego de que Odebrecht reclamara más dinero para concluir las plantas.

 

Tanto el Estado dominicano como la empresa estuvieron envueltas en un proceso de arbitraje, que terminó en una negociación entre las partes, donde el 17 de marzo del 2020 el Gobierno pagó la suma de US$395.5 millones al consorcio, como pago adicional por la construcción de Punta Catalina.

 

Encendido de la primera unidad

 

Luego de un proceso de licitación para la compra del carbón que se utilizaría para iniciar las pruebas de la planta uno, finalmente, en octubre de 2018, el presidente Medina realizó el encendido.

 

Nueva vez, en noviembre de 2018, se anunciaba otra fecha para la entrada al SENI de la central: “para el primer trimestre (de 2019) estará operando la primera unidad y para el primer semestre estarán las dos, aportando 686 megavatios netos”, declaraba en ese momento Jiménez Bichara.

 

Fue el 27 de febrero del año pasado cuando Punta Catalina inyectó los primeros 36.5 megavatios al SENI, logrando el 9 de abril del mismo año superar los 300 megavatios de generación.

 

Pero días después, el 17 de abril, la planta volvía a la palestra por una información negativa: los empleados pararon la construcción, tomaron la sala de control, apagaron la unidad uno y cerraron los accesos a la obra, en demanda del pago de bonificaciones.

 

El 11 de octubre de 2019, luego de más de dos años de retraso, el mandatario ponía en prueba la unidad dos de la central termoeléctrica.

 

Finalmente, el pasado viernes la CDEEE recibió de parte del consorcio Odebrecht-Tecnimont-Estrella la unidad dos de Punta Catalina. Ambas unidades continúan en fase de prueba y su entrada comercial al sistema aún está por determinarse.

 

La suspensión de las inauguraciones

 

La central termoeléctrica Punta Catalina parecería estar destinada a iniciar sus operaciones comerciales sin la debida fanfarria acostumbrada que se estila para poner en funcionamiento este tipo de obras.

 

La inauguración de la obra más costosa hecha por la actual gestión presidencial ha sido suspendida en dos ocasiones. La primera, que estaba supuesta para celebrarse el 20 de febrero, debió ser pospuesta para cumplir con los mandatos de la Ley Electoral, que prohíbe las inauguraciones durante las campañas.

 

En tanto, la segunda inauguración, que estaba programada para el martes 17 de marzo, tuvo que suspenderse como parte de las medidas preventivas para evitar la propagación del coronavirus.

 

Diario Libre


Montás advierte impacto del coronavirus en la economía dominicana será «fuerte»


SANTO DOMINGO.-El impacto de la pandemia del coronavirus en la economía dominicana será fuerte porque afecta áreas sensibles como el turismo, las remesas y los ingresos fiscales por venta de combustibles, entre otros, afirmó el presidente del Partido de la Liberación Dominicana (PLD), ingeniero Temístocles Montás.

 

El dirigente político expresó que la pandemia ha paralizado la economía mundial y “en República Dominicana los efectos ya se sienten en el turismo. En marzo la ocupación cayó de un 70% a un 10%  y eso ha continuado en abril”, agregó Montás.

 

Citó que la Organización Mundial de Turismo (OMT) proyecta una caída entre un 20 y un 30 por ciento, pero todo va a depender de la duración de la pandemia. Si se extiende, el daño puede será aun mayor.

 

“El año pasado el país recibió por turismo US$7,500 millones, pero si los pronósticos de la OMT se dan, los ingresos caerían al nivel del año 2012, sería una disminución equivalente a US$3,400 millones”, apuntó el exministro de Economía, Planificación y Desarrollo, entrevistado en el programa “Propuesta de la noche”, por Digital 15.

 

En lo relativo a las remesas, Montás estimó que la caída podría ser de alrededor de 20 por ciento, equivalente a US$1,400 millones, porque Estados Unidos y España están siendo fuertemente golpeados por el Covid-19 y son dos países de donde llegan importantes montos por remesas de dominicanos radicados en esos territorios.

 

El presidente del PLD informó que el gobierno también tendrá pérdidas de ingresos significativas provenientes de los impuestos a los combustibles porque las medidas adoptadas para el aislamiento social para evitar el contagio del Covid-19 han paralizado el transporte terrestre y aéreo, lo que arroja una merma de consumo de carburantes.

 

Dijo que si se compara una semana promedio del mes de enero con la última de abril, la disminución del consumo de gasolina premium fue de 54 por ciento, mientras que la de gasolina regular fue de 50 por ciento, el gasoil 59 por ciento y el Gas Licuado de Petróleo de 52 por ciento.

 

Indicó que la situación provoca una merma de ingresos fiscales por combustibles de aproximadamente RD$4,000 millones mensuales, lo cual consideró muy alta si se toma en cuenta que el país proyectó ingresos para este año de RD$66,000 millones.

 

Montás señaló que el Banco Mundial y la CEPAL proyectan que la economía dominicana crecerá este año 0 por ciento, pero el Fondo Monetario Internacional (FMI) prevé un decrecimiento de 1 por ciento, por lo que cualquiera de esos escenarios será muy fuerte para el país porque desde hace 17 años el crecimiento ha sido sostenido.

 

“En el año 2003 la economía decreció 1.3 por ciento. Si no crecemos o disminuimos 1 por ciento, sería un golpe duro”, advirtió el líder del PLD, quien llamó a la población a acatar las medidas dispuestas por el gobierno para enfrentar el coronavirus para tratar de reanimar la economía, porque “en cualquier escenario, el impacto de la situación será el más fuerte en los últimos 17 años”.

 

Expresó que tan pronto se logre disminuir el contagio del coronavirus, el gobierno tendrá que agenciarse recursos para expandir el financiamiento para ayudar las empresas a hacer inversiones y estimular la demanda interna de la economía.

 

Acento.com.do


Edeeste reabrirá sus principales oficinas comerciales


Con la finalidad de satisfacer la demanda de servicios de forma presencial de clientes, la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EDE Este) reabrirá sus principales oficinas comerciales a partir de este martes 28 de abril de lunes a viernes de 8:30 de la mañana a 2:00 de la tarde, y los sábados de 8:30 de la mañana a 12:30 de la tarde, tomando las medidas preventivas dispuestas por las autoridades para evitar la propagación del Covid-19, como son el distanciamiento físico y uso mascarilla y guantes obligatorio, así como de higiene personal y de las instalaciones.

 

La Gerencia de Comunicación Estratégica detalló que abrirán en el Gran Santo Domingo las oficinas: Jumbo de San Isidro, Megacentro, Las Américas, Invivienda, Independencia, Luperón, Sambil, Sabana Pérdida (Olé) y Villa Mella; en San Pedro de Macorís: La de Placer Bonito (frente a Iberia) y Barrio Lindo; en Higüey: Plaza Comercial El Naranjo y Multiplaza; en La Romana: La situada en la calle Gregorio Luperón (centro del pueblo) y Villa Hermosa.

 

Asimismo, las oficinas de Boca Chica, Hato Mayor, El Seibo, Monte Plata, Bayaguana, Yamasa y Sabana Grande de Boyá.

 

EDE Este resaltó que su oficina situada en la Independencia esquina Las Carreras, Ciudad Nueva, funcionará como autoservicio para brindar más facilidades a los clientes.

 

Indicó que sus instalaciones han sido adecuadas para evitar la propagación del Covid-19 y garantizar la salud de sus colaboradores y clientes, y se tomarán las medidas para el mantenimiento de la distancia física, el uso de guantes y mascarilla de manera obligatoria, así como de higiene.

 

Exhortó a sus clientes y usuarios seguir utilizando sus canales virtuales, tales como el Centro de Atención Telefónica, la Oficina Virtual, la APP móvil Mi Edeeste, Facebook Messenger y Whatsapp usando el numero 829 637 1099, para pagos, solicitudes de servicios, reclamos y reportes de averías.

 

Dijo que también para pagos en efectivos y con tarjetas pueden utilizar las plataformas físicas y virtuales de los bancos afiliados, así como los puntos autorizados, situados en farmacias y otros comercios que permanecen abiertos.

 

La empresa distribuidora señaló que continúa suministrando 24 horas de servicio a todos sus clientes y usuarios de su área de concesión, gracias a la termoeléctrica Punta Catalina.

 

El Día


El Covid-19 y petróleo causan caída precios


SANTO DOMINGO.-El impacto del nuevo coronavirus y sus efectos sobre el petróleo provocó, en gran medida, la caída de la inflación en la República Dominicana en el mes de marzo, según un informe del Banco Central que informa que el índice de precios al consumidor (IPC) registró una variación de -0.52 % el mes pasado.

 

La publicación revela que la pronunciada disminución del precio del petróleo West Texas Intermediate (WTI), que ayer se desplomó un 24,56% y cerró en US$12,78 el barril, provocó reducciones sustanciales en los precios internos de los combustibles, los cuales se tradujeron en variaciones negativas en los grupos Transporte (-2.44%) y Vivienda (-0.12 %), Alimentos y Bebidas No Alcohólicas bajó (-0.04 %).

 

La significativa contracción en los precios en Transporte estuvo incidida por la baja local de la gasolina regular, que cayó (-9.12%) y premium (-8.42%), gasoil (-11.07%) y gas licuado de petróleo (GLP) para vehículos (-6.91%).

 

Adicionalmente, los precios de los pasajes aéreos registraron una reducción (23.86 %).

 

En tanto, la disminución del grupo Vivienda, el segundo de mayor incidencia en el resultado del índice de marzo, obedece esencialmente a la reducción de 6.91% en el precio del gas licuado de petróleo de uso doméstico (-12.42%).

 

Con ese comportamiento, la inflación acumulada del primer trimestre cerró en -0.32 %, debajo de la meta.

 

El Día


La forma más barata de producir hidrógeno verde es vincular los electrolizadores con energía solar ‘in situ’


Un estudio sobre el mercado del hidrógeno apoyado por la Agencia Australiana de Energía Renovable (ARENA) ha descubierto que la integración de las instalaciones de producción de hidrógeno con energía solar in situ es clave para producir hidrógeno renovable competitivo en costos.

 

El estudio encontró que la forma más barata de producir hidrógeno renovable era vincular directamente un electrolizador que produce hidrógeno con un proyecto de generación solar in situ, según informa el portal australiano de energía reneweconomy.

 

ARENA proporcionó casi 1 millón de dólares al productor de amoniaco Dyno Nobel para llevar a cabo el estudio, que actualmente está considerando una propuesta para construir una granja solar in situ a gran escala que se combinará con un electrolizador de hidrógeno en su planta de Moranbah en el centro de Queensland.

 

Con tal disposición, el hidrógeno podría producirse a aproximadamente la mitad de precio ($ 3,19 por kilogramo de hidrógeno) en comparación con un electrolizador conectado a la red ($ 6,08 por kilogramo de hidrógeno). El costo podría reducirse aún más con proyectos de mayor capacidad.

 

Este enfoque abriría el potencial de producir hidrógeno renovable a un costo inferior a $ 2 por kilogramo para 2025, con reducciones esperadas tanto en el costo de las tecnologías de energía renovable como en las de los electrolizadores. Esto cumpliría con el objetivo del gobierno y, de acuerdo con el estudio de viabilidad, crearía el potencial para que el hidrógeno renovable compita como una alternativa al gas natural.

 

El estudio, completado por los consultores ANT Energy Solutions, encontró que, si bien Australia tiene un amplio potencial para convertirse en un líder mundial en la producción de hidrógeno renovable, una de las barreras clave será la creciente demanda de hidrógeno australiano a corto plazo.

 

El informe dice que las iniciativas existentes tenían a Australia en camino de producir poco menos de 3.000 toneladas de hidrógeno renovable anualmente para 2025. Sin embargo, la producción superará en gran medida la demanda de hidrógeno de los sectores de energía y transporte de Australia.

 

Se necesita hacer más para impulsar la demanda de hidrógeno, ya sea apoyando el desarrollo de nuevos usos dentro de Australia, o para garantizar que Australia tenga las instalaciones de exportación necesarias para suministrar hidrógeno verde al mercado internacional.

 

«Los desarrollos de hidrógeno renovable a gran escala antes de 2025 superarán la demanda del mercado interno para usos de alto valor en transporte y energía remota por órdenes de magnitud», dice el informe. Y añade: «Sin una cadena de suministro de exportación de hidrógeno existente, los nuevos desarrollos tendrán dificultades para acceder a la demanda de exportación sin una mayor transformación». Sin embargo, invertir más en reducir los costos de producción de hidrógeno en Australia podría ser la mejor estrategia para resolver el problema de la demanda.

 

El estudio encontró que existe una necesidad adicional de aumentar significativamente la producción australiana de hidrógeno renovable, así como garantizar que Australia tenga la capacidad de exportar el gas a usuarios internacionales.

 

ARENA lanzó recientemente una ronda de financiación de $ 70 millones para impulsar la producción de hidrógeno renovable en Australia, abriendo aplicaciones para proyectos que desplegarán instalaciones de electrolizadores a gran escala que serán alimentadas por fuentes renovables.

 

Fuente: reneweconomy


sábado, 25 de abril de 2020

El GLP sube 90 centavos; todos los demás combustibles bajan de precio


El Ministerio de Industria, Comercio y Mipymes decidió bajar todos los tipos de combustibles con excepción del gas licuado de petróleo (GLP).

 

La resolución de Industria, Comercio y Mipymes coloca el precio de la Gasolina Premium en RD$163.00 por galón, baja RD$8.50 y la Gasolina Regular se venderá a RD$147.90, con rebaja de RD$9.30.

 

El Gasoil Regular costará RD$114.60 por galón, mientras que el tipo óptimo se venderá a RD$130.90 por galón, ambos bajan RD$8.70 por galón.

 

El Avtur se coloca a RD$81.10 por galón, baja RD$1.50, el Kerosene se venderá a RD$102.80 por galón, cae RD$1.60.

 

Un galón de Fuel Oil #6 se despachará a RD$65.40 por galón, con rebaja de RD$13.40 por galón, el Fuel Oil 1%S se venderá a RD$79.10 por galón, disminuye RD$11.70.

 

El Gas Licuado de Petróleo (GLP) se despachará a RD$89.90 galón, sube RD$0.90, en tanto que el Gas Natural continúa a RD$28.97 por metro cúbico, mantiene su precio.

 

En la nota, el MICM reconoce que el público consumidor espera que los precios del crudo para contratos futuros se manifiesten en los precios de los combustibles, pero aclara que la realidad es que no necesariamente hay una correspondencia proporcional con ambos precios. “Cada combustible tiene su mercado y los precios se fijan según la demanda y los componentes de importación de cada uno”, precisa el ministerio.

 

La tasa de cambio promediada es de RD$54.18 según sondeo realizado por el Banco Central.

 

Precios internacionales

 

Normalmente en el mundo se consume unos 100 millones de barriles diarios, pero la mayor parte de la economía mundial está en hibernación por la pandemia, por lo que, la demanda ha caído por debajo de los 90 millones de barriles diarios. La OPEP espera que, en el segundo trimestre del año, el desajuste entre la demanda y la oferta se acerque a los 15 millones de barriles diarios. Los anuncios de la OPEP y Rusia la semana pasada para recortar la producción de crudo en 9.7 millones de barriles diarios hasta junio, no parece haber estimulado a los inversores ya que el del WTI de junio, que es el siguiente contrato en vigencia, ha caído este marte por debajo de 30%.

 

La aceleración de la caída y el hecho de que le paguen a los operadores por almacenarlo es algo inédito, es una locura, pero también es un miedo enorme al futuro, que ya está aquí. El petróleo barato reduce los costos de transporte y de fabricación, al mismo tiempo que mejora la economía de los consumidores, sin embargo, también puede ser destructivo porque afecta a los mercados de valores, los presupuestos de los productores y de los gobiernos, aumentando el riesgo de deflación.

 

Diario Libre


La CDEEE recibe oficialmente unidad 2 de Punta Catalina


La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) informó este viernes que recibió del consorcio constructor la entrega de la Unidad 2 del Central Termoeléctrica Punta Catalina, concluyendo su proceso de prueba.

 

Según indicó la institución en su cuenta de Twitter, la unidad 2 continúa operando de manera efectiva bajo administración estatal, pues el consorcio dio por terminada su construcción.

 

Dicha unidad estaba operando a modo de prueba, aportando energía al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), pero ahora lo hace de forma regular bajo la administración directa del Estado con un aporte de 376 MW, informó la CDEEE.

 

La CDEEE recibió hoy de manera oficial la entrega de la Unidad 2 de @ctpc_rd de parte del consorcio constructor, concluyendo su proceso de prueba. Esta continua operando de manera efectiva bajo administración estatal, pues el consorcio dio por terminada su construcción. pic.twitter.com/dqkjs98LSm

 

La Unidad 1 de Punta Catalina había sido entregada en diciembre del año pasado de manera oficial, luego de pasar el proceso de pruebas. Actualmente, está siendo operada bajo la administración del Estado a través de la CDEEE.

 

El vicepresidente de la CDEEE, Rubén Jiménez Bichara, expresó su satisfacción “por el deber cumplido de haber terminado con éxito la construcción de esta central eléctrica que aporta al SENI alrededor de 720 MW, equivalente a cerca de un tercio del consumo nacional de electricidad”.

 

Diario Libre


La financiación de nuevas centrales de carbón se va a acabar: la COVID-19 invita a los bancos a cerrar el grifo


No hay marcha atrás. Después de una década de deflación de los costes en las tecnologías renovables acercándose al 10% anual, y ahora el bloqueo económico mundial prolongado debido a la pandemia de coronavirus, el atractivo crediticio de las centrales eléctricas de carbón nunca se ha visto peor. De hecho, las instituciones financieras han acelerado su salida del financiamiento del carbón, según explica Tim Buckley, director de Estudios de Finanzas Energéticas IEEFA en Asia.

 

La Corporación Bancaria Sumitomo Mitsui de Japón (SMBC) y el Grupo Financiero Mizuho anunciaron nuevas políticas de restricción de financiación de carbón la semana pasada, al igual que el banco ABSA de Sudáfrica. Y hace unas horas, Citi de EEUU también se acercó mucho más a la salida.

 

Los gobiernos y los líderes corporativos también se están alejando del carbón. El presidente Moon Jae-in de Corea del Sur ha hecho declaraciones significativas con su New Deal Verde para cesar la financiación del carbón a nivel mundial, mientras que Ayala Corporation de Filipinas y Verbund AG de Austria anunciaron en estos días también su salida del carbón, y este último declaró que «el futuro pertenece a las energías renovables ”.

 

Junto con los compromisos recientes de Shell, Total, BP y Repsol para avanzar hacia la generación de electricidad con cero emisiones, son todos estos movimientos muy significativos que se basan en el impulso de la acelerada salida del carbón de las instituciones financieras globales, que gira hacia opciones de crecimiento sostenible.

 

El carbón es la fuente de energía más potente e intensiva en emisiones de carbono. Los modelos de la Agencia Internacional de Energía que señalan que el uso de carbón debe cesar en todo el mundo antes de 2050 para que lograr mantener un aumento de la temperatura media del planeta por debajo de los 2°C podrían cambiar y adelantarse en la fecha.

 

Si bien los mercados financieros han estado históricamente más motivados por las cantidades de dinero extraídas de los combustibles fósiles que por las preocupaciones climáticas, el requisito de cumplir con el deber fiduciario mientras se satisfacen las crecientes preocupaciones de los accionistas, junto con la caída casi insignificante de las emisiones globales a pesar de la reciente desaceleración masiva en la actividad económica, todos están actuando para forzar un cambio de comportamiento inevitable y necesario.

 

La penalización de bancos, aseguradores y administradores/propietarios de activos de nivel mundial que anuncian políticas de restricción de carbón nuevas o mejoradas se ha acelerado hasta en un 50% en 2020 en comparación con el año pasado, y la variedad de jugadores destaca el creciente deseo central de cambio dirección y alinearse con el Acuerdo de París.

 

En resumen, el primer anuncio de política de salida de carbón de ABSA de Sudáfrica lleva el recuento a 127 instituciones financieras mundiales que han anunciado políticas de salida de carbón desde 2013.

 

El último movimiento de Citi actualiza significativamente su política de restricción de carbón muy débil introducida por primera vez en 2015. Citi ya no proporcionará financiación relacionada con proyectos para nuevas minas de carbón, centrales térmicas o una expansión significativa de las minas existentes y, para ello, ha establecido objetivos para eliminar gradualmente las inversiones de las compañías mineras que obtienen cerca del 25% de sus ingresos provenientes de la extracción de carbón térmico (anteriormente más del 50% de los ingresos).

 

Citi también se ha comprometido a revisar sus políticas RSC (responsabilidad social corporativa) para financiar una empresa de carbón. Y es que a finales de 2025, Citi reducirá a la mitad su exposición al crédito de carbón de una línea de base de 2020. Para 2030 lo reducirá a cero.

 

Citi también se ha comprometido a cesar la provisión global de servicios financieros relacionados con proyectos para transacciones que apoyan la construcción o expansión de centrales de carbón, incluida la refinanciación de plantas recientemente construidas (esto aún no excluye los préstamos corporativos), es decir que incluye transacciones que apoyan la cadena de suministro directa (pero no hasta ahora excluyendo la infraestructura ferroviaria y portuaria asociada).

 

Y finalmente, al evaluar correctamente la transición energética impulsada por la tecnología que actualmente se produce en los mercados a nivel mundial, Citi se ha comprometido a evaluar el plan estratégico de la empresa para la transición hacia un futuro energético bajo en carbono.

 

Las energías renovables son ahora la fuente de energía de bajo coste, y tienen un impacto de carbono casi nulo en nuestro planeta en pleno proceso de emergencia climática. IEEFA espera que la deflación de los costes de energía renovable continúe durante la próxima década, acelerando las pérdidas de activos varados por centrales de carbón obsoletas y viejas, y otras tecnologías de combustibles fósiles.

 

India es un líder mundial en aprovechar las oportunidades de la interrupción actual del sistema energético. Si bien el imperativo de seguridad energética es claro dada la excesiva dependencia de la India de las importaciones de combustibles fósiles (y ahora más que nunca en un mundo con restricciones de suministro global), la economía ha ganado la batalla.

 

El coste de la energía renovable en la India ahora es un 20-30% más bajo que el coste de una nueva central eléctrica de carbón nacional, y un 50% por debajo del coste de una nueva central eléctrica de carbón dependiente de las importaciones. A pesar de que la demanda de electricidad se ha derrumbado un 27% este mes hasta la fecha, el gobierno indio ha anunciado la adjudicación de una licitación solar de 2 GW por valor de 2.000 millones de dólares a un precio bajo récord de 30 euros/MWh.

 

Mientras tanto, la financiación de la generación térmica es cada vez más difícil de conseguir. A medida que los riesgos de activos varados de carbón continúan aumentando, las instituciones financieras están refinando sus marcos de políticas RSC y tomando cada vez más una línea comercial destinada a evitar perder aún más capital, ya sea deuda, capital o pérdidas de seguros.

 

El administrador de activos más grande del mundo, BlackRock, hizo un anuncio histórico en enero de 2020 para deshacerse de las exposiciones de extracción de carbón térmico de sus 1,8 billones de dólares de fondos administrados activamente. Desde entonces, ha habido otros 20 anuncios de instituciones financieras que liberan su control sobre el carbón.

 

Es probable que este año sea el comienzo del fin de la industria de energía térmica de carbón a nivel mundial.

 

El uso mundial del carbón alcanzó un pico inesperado en 2013, y parece que la generación térmica realmente alcanzó su punto máximo en 2018. Hubo una disminución sin precedentes e inesperada del 3% en todo el mundo en 2019, y ahora está programado para una segunda disminución consecutiva en 2020. Antes del cierre de la actividad económica en todo el mundo, las instituciones financieras estaban leyendo el estado de la situación del carbón, y como la pandemia COVID-19 lo que proporciona es tiempo, será suficiente para que todos los demás se pongan al día.

 

El pivote hacia un sistema energético más sostenible del futuro está en marcha.

 

Elperiodicodelaenergia.com


Así es cómo Google maximiza el uso de renovables para suministrar sus gigantescos centros de datos


Google es el gigante tecnológico más verde del planeta. Ahí están sus datos. La compañía ha sido neutra en carbono desde 2007 , y 2019 marca el tercer año consecutivo en el que han combinado el uso de energía con compras de energía 100 por ciento renovables. El año pasado realizaron la mayor compra de energía renovable de la historia.

 

Pero ahora Google quiere dar un paso más y avanzar hasta ser libre de emisiones las 24 hora del día los siete días de la semana en todos sus centros operativos. Para avanzar en esta estrategia, el gigante tecnológico ha creado una nueva herramienta con la que maximiza el consumo de esa energía verde procedente de distintas plantas fotovoltaicas y parques eólicos.

 

Se trata de su primera plataforma inteligente en carbono. «Nuestro último avance en sostenibilidad, desarrollado por un pequeño equipo de ingenieros, es una nueva plataforma informática inteligente en carbono. Diseñamos e implementamos este sistema primero en su tipo para nuestros centros de datos de hiperescala (es decir, muy grandes) para cambiar el tiempo de muchas tareas de computación cuando las fuentes de energía bajas en carbono, como la eólica y la solar, son más abundantes», explica Ana Radovanovic, líder técnico para computación inteligente en carbono de la compañía.

 

Google asegura que esta maximización del uso de renovables en sus centros de datos no afectan en absoluto al desarrollo de sus principales herramientas de internet. «Esto se hace sin hardware de computadora adicional y sin afectar el rendimiento de los servicios de Google como Búsqueda, Mapas y YouTube en los que las personas confían las 24 horas. Cambiar el tiempo de las tareas informáticas no urgentes, como crear nuevas funciones de filtro en Google Photos, procesamiento de video de YouTube o agregar nuevas palabras al Traductor de Google, ayuda a reducir la huella de carbono de la red eléctrica, acercándonos a la energía libre de carbono 24×7″, asegura Radovanovic.

 

Cada día, en cada centro de datos de Google, su plataforma inteligente de carbono compara dos tipos de pronósticos para el día siguiente. Uno de los pronósticos, provisto por su socio Tomorrow , predice cómo cambiará la intensidad promedio de carbono por hora de la red eléctrica local en el transcurso de un día. Un pronóstico interno complementario de Google predice los recursos de energía por hora que un centro de datos necesita para llevar a cabo sus tareas de cómputo durante el mismo período.

 

«Luego, usamos los dos pronósticos para optimizar las pautas hora por hora para alinear las tareas de cómputo con los tiempos de suministro de electricidad con bajas emisiones de carbono. Los primeros resultados demuestran trabajos de cambio de carga con conciencia de carbono. Los resultados de nuestro programa piloto sugieren que al cambiar los trabajos de computación podemos aumentar la cantidad de energía baja en carbono que consumimos», afirma la directiva.

 

Los datos ilustran cómo el nuevo sistema cambia el cómputo desde la línea de base (línea discontinua) para alinearse mejor con los tiempos del día que requieren menos carbono, como temprano en la mañana y tarde en la noche (línea continua), cuando la energía eólica es más abundante. El sombreado gris representa los momentos del día en que hay más energía intensiva en carbono en la red.

 

Según Google, el objetivo no es otro que cambiar la carga en tiempo y lugar para maximizar la reducción de las emisiones de CO2 a nivel de red. La metodología, incluidos los resultados de rendimiento del lanzamiento global de esta nueva plataforma lo compartirá Google en próximas publicaciones de investigación.

 

Elperiodicodelaenergia.com


viernes, 24 de abril de 2020

ADIE dice costo generación de energía baja 46 % en marzo


El costo marginal de la generación eléctrica se ha reducido un 46% en el mes de marzo y en lo que va de abril, mientras en enero y febrero disminuyeron un 36%, debido a la baja de los precios internacionales del petróleo y sus derivados.

Estos precios más bajos se traducen en resultados positivos en los costos de energía para las generadoras y distribuidoras, explicó el gerente técnico de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), Amaury Vásquez.

Dijo que desde noviembre y diciembre del 2019 los precios del petróleo han tenido tendencia a la baja.

 

Reveló además que las transacciones en el mercado spot se han reducido un 20% y esto conlleva a un alivio para las empresas distribuidoras y los usuarios finales.

 

Destacó que además, adicional a la baja del petróleo han tenido resultados positivos porque la matriz energética es diversificada y se genera con gas natural y carbón.

 

Vásquez al participar en un webinar organizado por el Proyecto Transición Energética de la agencia de cooperación alemana GIZ sobre el impacto del COVID-19 en la generación y demanda de electricidad en la República Dominicana, expuso que el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) mantiene una operatividad normal en estos tiempos y con resultados positivos en los costos de la energía.

 

En tanto, Manuel San Pablo, gerente general del Organismo Coordinador (OC), expuso que la demanda de energía ha disminuido un 20%, desde 19 de marzo hasta el 19 de abril.

 

Hoy.com.do


Perspectivas Mundiales de las Energías Renovables: Transformación Energética de aquí al 2050

 

• Las crisis sanitaria, humanitaria, social y económica desencadenadas por la pandemia del coronavirus (COVID-19) requieren una respuesta decidida a gran escala guiada por unas medidas sociales y económicas apropiadas. Mientras los países analizan sus opciones de estímulo económico, también deben hacer frente al reto de garantizar la sostenibilidad y reforzar la resiliencia, a la vez que mejoran la salud y el bienestar de las personas. Sigue haciendo falta una ruta acelerada para cumplir los objetivos climáticos mundiales mediante la descarbonización de nuestras sociedades.

 

• El escenario de transformación energética que se describe aquí —acompañado de una perspectiva adicional de descarbonización más profunda— ofrece una base sostenible, con bajas emisiones de carbono y segura para el clima con vistas a un desarrollo económico estable a largo plazo. Promete más empleos, un mayor crecimiento económico, condiciones de vida más limpias y una mejora sustancial del bienestar. Esta ambiciosa perspectiva también reduciría el 70 por ciento de las emisiones mundiales de dióxido de carbono (CO2) relacionadas con la energía de aquí a 2050. Más del 90 por ciento de la reducción se obtendría a través de las Energías Renovables y de medidas de eficiencia energética.

 

• La Transición Energética puede impulsar un amplio desarrollo socioeconómico, guiado por políticas integrales que fomenten la descarbonización transformadora de las sociedades. Este enfoque global alinearía la descarbonización energética con los objetivos económicos, ambientales y sociales. Un ejemplo de ello es el Pacto Verde Europeo propuesto, que incluye el apoyo internacional a la energía limpia. Los estímulos económicos posteriores a la crisis sanitaria de 2020 podrían llevar a muchas sociedades a seguir una dirección similar.

 

• El objetivo climático final a escala mundial sería llegar a cero emisiones. Esta perspectiva también analiza formas de reducir las emisiones de CO2 más allá de 2050 hasta lograr las cero emisiones netas y, potencialmente, incluso las cero emisiones. El hidrógeno y los combustibles sintéticos, la electrificación directa, los biocombustibles avanzados y la gestión del carbono serán decisivos, junto con modelos comerciales innovadores, cambios estructurales y la adaptación de las conductas.

 

• Con todo, la última parte de las emisiones mundiales de CO2 será la más difícil y más cara de eliminar. Con una Transición Energética ambiciosa, todavía quedarían emisiones mundiales equivalentes a un tercio de los niveles actuales aproximadamente, y los sectores de alto consumo energético, el transporte marítimo y la aviación seguirían registrando elevados niveles de emisión en 2050. La perspectiva de descarbonización más profunda refleja opciones para que dichos sectores logren las cero emisiones. Aunque queda mucho por analizar, se estima que un 60 por ciento de la reducción en este tramo final podría conseguirse gracias a las renovables, “hidrógeno verde” y la electrificación basada en Energías Renovables.

 

Opciones de inversión con bajas emisiones de carbono

 

• Las emisiones de CO2 relacionadas con la energía han aumentado en un 1 por ciento al año durante la pasada década. Si bien la crisis sanitaria y el desplome del petróleo pueden contener las emisiones en 2020, un repunte restablecería la tendencia a largo plazo.

 

• Sin embargo, el escenario de transformación energética ofrece una ruta segura para el clima y suficiente para mantener el calentamiento global durante este siglo “muy por debajo de 2º C”, en línea con el Acuerdo de París. También podría ayudar a orientar las constantes actualizaciones de los compromisos climáticos nacionales, que pueden reforzarse con objetivos mejorados en cuanto a Energía Renovable.

 

• Esta perspectiva de transformación del sistema energético también apunta a un mayor crecimiento del producto interno bruto (PIB), con un aumento del 2,4 por ciento a mediados de siglo en comparación con los resultados de los planes actuales. El aumento acumulado de aquí a 2050 asciende a 98 billones de dólares estadounidenses (USD), muy por encima de las inversiones adicionales necesarias para transformar el sistema energético.

 

• La transformación prevista se amortizaría de manera efectiva, pues cada dólar gastado produciría entre 3 y 8 dólares. El escenario de transformación energética costaría 19 billones de USD más que el escenario energético previsto, pero también generaría beneficios por un valor mínimo de 50 billones de USD para 2050. La perspectiva de descarbonización más profunda costaría 16 billones de USD más para lograr las cero emisiones netas, o 26 billones de USD más para eliminar completamente las emisiones de CO2, con un costo total de 45 billones de USD, si bien el ahorro acumulado también sería superior de 62 billones de USD o más.

 

• Además de un futuro energético sostenible, la transición promete nuevos modelos de desarrollo socioeconómico. Los cambios en la orientación de la inversión contemplados en esta perspectiva aumentarían los empleos en el sector de las renovables hasta los 42 millones a escala mundial de aquí a 2050, cuatro veces más que en la actualidad. Los empleos en el sector de la energía en general alcanzarían los 100 millones en 2050, unos 40 millones más que en la actualidad. La transición generaría siete millones de empleos nuevos en todos los sectores de la economía en comparación con los planes actuales. Habría beneficios para la salud y el medio ambiente, así como grandes mejoras del bienestar humano, en todas las regiones del mundo.

 

• El bienestar humano experimentaría mejoras más rápidas y más profundas, y, dentro del escenario de transformación energética, el indicador de bienestar sería un 13,5 por ciento más alto en 2050. La divergencia se debe principalmente a una menor contaminación atmosférica, con las consiguientes mejoras para la salud en todas las regiones. La transición promete una mejora generalizada del bienestar humano.

 

Coordinación para una transición sin fisuras

 

• Para cumplir los objetivos energéticos y climáticos conexos será esencial elevar las ambiciones regionales. Las Energías Renovables, la eficiencia y la electrificación brindan un eje de acción claro para reducir la mayor parte de las emisiones a escala regional y nacional. Pese a la diversidad de rutas de transición, todas las regiones registrarían mayores cuotas de uso de la energía renovable, y el Sudeste Asiático, América Latina, la Unión Europea y África Subsahariana estarían a punto de alcanzar cuotas de entre el 70 por ciento y el 80 por ciento en sus combinaciones totales de fuentes de energía para 2050. Asimismo, se produciría un incremento generalizado de la electrificación de los usos finales, como la calefacción y el transporte, superándose el 50 por ciento en Asia Oriental, América del Norte y gran parte de Europa.

 

• A pesar de los claros beneficios mundiales, el impacto estructural y la repercusión en el mercado laboral de la transición variarán en función de cada lugar, tipo de empleo y sector. A medida que vayan creciendo las Energías Renovables, la Eficiencia Energética y otros sectores relacionados con la transición, irán disminuyendo los empleos en otros ámbitos de la energía. Pero las estrategias para garantizar una transición justa podrían ayudar a minimizar los trastornos para los individuos y las comunidades.

 

• Los distintos puntos de partida socioeconómicos contribuirán a que se produzcan distintas transiciones energéticas regionales. El impacto sobre el terreno se derivará de la dependencia de los combustibles fósiles y otros productos básicos, la productividad industrial preexistente, la evolución de las opciones tecnológicas, y la cobertura y la diversidad de las cadenas de suministro nacionales. Los planes de transición regionales y nacionales, las estructuras institucionales, las capacidades y las ambiciones políticas también varían, por lo que los resultados serán distintos en 2050.

 

• La descarbonización rápida requiere iniciativas políticas e inversiones sin precedentes. La Plataforma de Inversión Climática presentada en 2019 tiene como objetivo impulsar la adopción de la energía limpia en línea con los objetivos del Acuerdo de París. Los foros de inversión subregionales ayudarán a crear las condiciones adecuadas, mejorar el acceso a la financiación y preparar proyectos financiables.

 

• Para culminar la Transición Energética mundial a tiempo de evitar un Cambio Climático catastrófico es necesario intensificar la cooperación internacional. El objetivo es que los gobiernos y otras instituciones puedan adoptar una amplia gama de políticas ambiciosas, destinadas todas ellas a fortalecer la determinación pública y a garantizar que nadie se quede atrás.

 

• En última instancia, el éxito en la mitigación de la amenaza climática dependerá de las políticas adoptadas, su ritmo de implantación y el nivel de recursos comprometidos. En el futuro, las decisiones sobre inversión podrían evaluarse en función de su compatibilidad con la construcción de una economía inclusiva con bajas emisiones de carbono. De lo contrario, la descarbonización transformadora de las sociedades resultaría muy compleja.

 

Escenarios y perspectivas

 

• Escenario energético previsto: refleja los planes actuales y otros objetivos y políticas previstos, incluidas las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (CDN) en virtud del Acuerdo de París.

 

• Escenario de transformación energética: describe una ruta ambiciosa, pero realista, basada en la ampliación de las Energías Renovables y la eficiencia a un ritmo que permita cumplir los objetivos climáticos.

 

• Perspectiva de descarbonización más profunda: examina las opciones para reducir aún más las emisiones de CO2 de los procesos industriales y relacionados con la energía, incluidas las posibilidades de reducirlas a cero.

 

• Análisis socioeconómico: vincula los sistemas energéticos y las economías en un marco coherente, global y cuantitativo a través de un modelo macroeconómico (modelo E3ME).

 

PV Magazine


El precio del petróleo vuelve a su ser y busca la estabilización de los 20 dólares por barril


El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI) se disparó este jueves un 19,7 % y cerró en 16,50 dólares el barril, en una jornada marcada por las tensiones en Oriente Medio entre Estados Unidos e Irán y los posibles recortes en la producción estadounidense por los problemas logísticos para el almacenaje del crudo y el cierre eventual de algunos pozos.

 

Al final de las operaciones en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), los contratos de futuros del WTI para entrega en junio ganaron 2,72 dólares con respecto a la sesión previa del miércoles.

 

Por su parte, el barril de petróleo Brent para entrega en junio sigue este viernes al alza en el mercado de futuros de Londres y sube el 4,5 %, hasta los 22,27 dólares, según los datos de mercado recogidos por Efe.

 

Los precios del oro negro, que durante la sesión de hoy se llegaron a poner por encima de los 18 dólares, volvieron a rebotar tras un inicio de semana complejo en el que el contrato de mayo, ya expirado, cerró el lunes en negativo, y el barril se ha vuelto a poner algo más cerca de los 20 dólares, cifra «mágica» para los productores del crudo ya que los costos de producción rondan entre los 18 y los 20 dólares.

 

Los mercados continúan con la vista puesta en la política exterior del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, quien ayer ordenó a la Armada la destrucción de naves iraníes si su flota se sentía amenazada en el Golfo Pérsico, lo que los analistas han interpretado como una jugada geopolítica en una zona clave para el abastecimiento de crudo.

 

Generalmente, según apuntan los expertos, las tensiones en esta zona suelen derivar en frenazos en la producción del Golfo Pérsico, algo muy deseado en este contexto en el que la capacidad mundial de almacenaje está al límite en un mercado «inundado» por el exceso de oferta y la escasa demanda por los parones económicos y las medidas de confinamiento vigentes en buena parte del mundo por el COVID-19.

 

«He ordenado a la Armada de EE.UU. que derribe y destruya todos y cada uno de los cañoneros iraníes si llegan a hostigar nuestros barcos en el mar», tuiteó Trump.

 

Las declaraciones del mandatario se producen después de que el Pentágono denunciara hace una semana que once embarcaciones de la Guardia Revolucionaria iraní se aproximaron a buques de guerra estadounidenses en el Golfo Pérsico con movimientos calificados como «peligrosos».

 

Los analistas aseguran que a medida que se avanza hacia los límites físicos del almacenamiento, los precios del crudo pueden experimentar ligeros aumentos «por el camino» debido a esas tensiones geopolíticas, tuits como el de Trump y otros factores que crean «cierta esperanza temporal», pero no son subidas que puedan mantenerse en el tiempo.

 

«Un aumento de precios basado en posibles tensiones en Oriente Medio es artificial y teórico. El mercado se romperá nuevamente, cuando las cosas se calmen, como suele suceder», señaló en una nota el analista de Rystad Energy Bjornar Tonhaugen.

 

Tonhaugen apuntó además que los únicos impulsos posibles que pueden apoyar de verdad los precios son un repunte de la demanda, el fin del confinamiento, un aumento de la actividad industrial o un recorte «generoso y sin precedentes» adicional que acordó la OPEP con sus socios de 9,7 millones de bpd.

 

En este sentido, las continuas subidas y bajadas y la extrema volatilidad del mercado preocupa en el largo plazo. «Estamos cerca de la capitulación», dijo Marwan Younes, director de inversiones de Massar Capital Management al Wall Street Journal.

 

«Nos estamos acercando a un punto en el que los inversores simplemente dejan de intentar comprar esto», agregó refiriéndose a los futuros del crudo estadounidense, cuyos precios se han desplomado más de un 70 % en lo que va de año.

 

Por otro lado, la recuperación económica en China y la progresiva vuelta a la normalidad en el gigante asiático también ha ayudado al alza en los precios del petróleo.

 

En este contexto, los contratos de futuros de gasolina con vencimiento en junio, el mes de referencia, subieron menos de un centavo hasta los 0,64 dólares el galón, y los de gas natural, con vencimiento el mismo mes, bajaron más de 12 centavos hasta los 1,815 dólares por cada mil pies cúbicos.

 

Elperiodicodelaenergia.com


Energías renovables aportaron el 30% de la demanda eléctrica en RD


Las energías renovables no convencionales juegan un papel importante dentro de la matriz de generación de República Dominicana. El pasado 22 de marzo las fuentes renovables representaron el 30% del abastecimiento de la demanda nacional, aseguró Manuel San Pablo, gerente general del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

 

“Las energías renovables, en especial la eólica y la solar, han sido fundamentar en este proceso de crisis por los efectos del nuevo coronavirus en el país y han ayudado a la disminución de la fuente de generación a base de petróleo”, explicó San Pablo.

 

El asesor principal de Proyecto Transición Energética, Daniel Almarza, señaló que se esta realizando un estudio para ampliar la capacidad de generación a través de fuentes renovables.

 

Especificó que hay muchas recomendaciones técnicas que se pueden hacer para aumentar los límites técnicos actuales de la autogeneración.

“Por ejemplo, cambio a la normativa técnica, actualizar los requisitos técnicos de las instalaciones, mejorar los controles de esta generación, incorporación de baterías, entre otras”, dijo Almarza.

 

Afirmó que el estudio, que realizan consultores internacionales, en coordinación con el Ministerio de Energía y Minas, la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE) y las distribuidoras, busca analizar los límites específicos para República Dominicana e identificar cuáles recomendaciones son costo-eficientes para aumentarlos.

 

Retos y oportunidades

El director de Fuentes Alternas de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Yeulis Rivas, aseguró que República Dominicana ocupa la posición número 3 en el ranking como uno de los mejores países en la capacidad instalada de energía renovable en América Latina y debe aprovechar su potencial para diversificar la matriz energética con fuentes renovables.

 

“Las políticas medioambientales que se van a implementar deben priorizar mantener la sostenibilidad con una participación significativa de las energías renovables en la matriz de generación, ya que esto representa una gran oportunidad para el país”, dijo.

 

Rivas afirmó que el excedente de energía inyectada al SENI por parte de la autogeneración de los hogares y empresas, ha aumentado por el cierre de muchas empresas y las medidas adoptadas para evitar la propagación del coronavirus en el país.

 

“Esto muestra la importancia de una ampliación de la autogeneración a base de fuentes renovables, pero hubiese sido una realidad distinta sino hubiese crecido el sector de la autogeneración en el país”, especificó.

 

Afirmó que el cumplimento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) representa uno de los mayores retos, no solo del país, sino para el mundo, ya que la situación actual puede llevar a una reestructuración de esos objetivos.

 

Explicó que mantener la sostenibilidad, la resiliencia del sector eléctrico y aumentar la autogeneración son parte de los retos que deberá enfrentar República Dominicana luego del impacto sanitario de la pandemia del covid-19.

 

Eldinero.com.do