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IMDEA Energía logra producir combustible para transporte a partir de energía solar

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La transición desde los combustibles fósiles a los combustibles de origen renovable es uno de los retos más importantes a los que nos enfrentamos para el futuro. El proyecto SUN-to-LIQUID aborda este reto con el objetivo de producir combustibles renovables para el transporte a partir de agua y CO2 utilizando energía solar concentrada.

El proyecto, que recibe financiación de la UE y de Suiza, acaba de demostrar con éxito la primera síntesis de queroseno solar. “La tecnología solar en la que se fundamenta SUN-to-LIQUID y su planta química integrada se han podido validar experimentalmente en condiciones reales de operación relevantes para su desarrollo industrial”, afirma el Prof. Aldo Steinfeld del ETZ de Zúrich, quien lidera el desarrollo del reactor químico utilizado en el proceso termoquímico solarizado.

“Esta demostración tecnológica podría tener importantes consecuencias para el sector del transporte, especialmente para la aviación de larga distancia, así como para el sector naval, pues dependen totalmente del repostaje de combustibles líquidos”, afirmó el coordinador del proyecto, el Dr. Andreas Sizmann de Bauhaus Luftfahrt. “Estamos ahora un poco más cerca de vivir en un sistema basado en la generación energética renovable en vez de quemar nuestra herencia energética fósil. Se trata de un paso necesario para proteger nuestro medio ambiente.”

Desde el laboratorio al campo solar

En el proyecto europeo precedente, denominado SOLAR-JET, se desarrolló la tecnología de base y se realizaron los primeros ensayos de producción de combustible de turbinas de aviación a escala de laboratorio. El proyecto SUN-to-LIQUID ha llevado a cabo el cambio de escala de la tecnología para la realización de los primeros ensayos con radiación solar real en una torre solar.

Para llevar a cabo esta demostración, se construyó una planta de concentración solar ubicada en el Instituto IMDEA Energía de Móstoles, España. Según explica el Dr. Manuel Romero de IMDEA Energía, “Se dispone de un campo de heliostatos, espejos que siguen en todo momento la posición del sol, que consigue concentrar 2,500 veces la radiación solar – tres veces más de la concentración utilizada en las torres solares comerciales habitualmente utilizadas para producir electricidad”.

Este flujo tan intenso de energía solar, que ha sido verificado por el sistema de medida de flujo desarrollado para este proyecto por el Centro Aerospacial Aleman (DLR), permite que se alcancen temperaturas de más de 1,500 ºC en el interior del reactor solar que se ubica en la parte superior de la torre.

El reactor solar, desarrollado por el ETH de Zúrich, produce gas de síntesis, una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono, a partir de agua y CO2 mediante un ciclo termoquímico de reducción-oxidación. Posteriormente, dicho gas se transforma en queroseno in-situ mediante una planta química de transformación gas-a-líquido y que ha sido desarrollada por la empresa holandesa Hygear.

Suministro ilimitado de combustible medioambientalmente sostenible

Comparado con los combustibles de turbinas de aviación de origen fósil, las emisiones netas de CO2 a la atmósfera se pueden llegar a reducir en más de un 90%. Además, dado que el proceso solarizado utiliza recursos abundantes y que no compiten con la producción de alimentos, se puede aplicar para cubrir la futura demanda mundial de combustible sin necesidad de remplazar la actual infraestructura de distribución, almacenamiento y utilización del combustible líquido.

Datos del proyecto

SUN-to-LIQUID es un proyecto con una duración de cuatro años que recibe financiación del programa de investigación e innovación Horizonte 2020 de la Unión Europea y de la Secretaría de Estado de Educación, Investigación e Innovación de Suiza (SERI). El proyecto comenzó en enero de 2016 y finalizará el 31 de diciembre de 2019.

En el consorcio SUN-to-LIQUID se congregan centros de investigación y empresas europeas del ámbito de la producción termoquímica de combustibles solares, como ETH Zúrich, IMDEA Energía, DLR, Abengoa y HyGear Technology & Services B.V. El coordinador del proyecto, Bauhaus Luftfahrt e.V., es también responsable de análisis tecno-económico de la tecnología. ARTTIC apoya al consorcio de investigación en las labores de gestión y comunicación.

Existencias de crudo en Estados Unidos suben 2.2 millones de barriles: EIA

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Las existencias de petróleo de Estados Unidos subieron la semana pasada, mientras que los inventarios de gasolina se incrementaron y los de destilados bajaron, informó la Administración de Información de Energía (EIA).

Los inventarios de crudo subieron en 2.2 millones de barriles en la semana al 6 de junio, mientras que analistas esperaban un descenso de 481 mil barriles. Las existencias de crudo en el centro de distribución de Cushing, Oklahoma, aumentaron en 2,096 millones de barriles , agregó la EIA.

La tasa de operación en refinerías creció en 126 mil barriles por día, en tanto la tasa de utilización aumentó en 1.4 puntos porcentuales. Los stocks de gasolina ascendieron en 764 mil barriles, contra el pronóstico de analistas consultados por Reuters de un avance de 743 mil barriles.

Los inventarios de destilados, que incluyen combustible para calefacción y diésel, sufrieron una baja de 1 millón de barriles, frente a la expectativa de un alza de 1.1 millones de barriles, mostró el informe de la EIA.

En la última semana, las importaciones netas de crudo en Estados Unidos cayeron en 140 mil bpd y los precios del petróleo extendían pérdidas tras el reporte semanal de EIA.

Siemens Gamesa marca un hito e inaugura la primera instalación de almacenamiento térmico en piedras volcánicas

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La instalación de almacenamiento térmico de energía eléctrica (ETES) desarrollada por Siemens Gamesa ya está en funcionamiento. Con este innovador sistema de almacenamiento, el primero del mundo de este tipo, la compañía da respuesta a uno de los principales retos de la transición energética: cómo almacenar grandes cantidades de energía de manera competitiva y, por tanto, desvincular generación de electricidad y consumo.

La instalación cuenta con unas mil toneladas de piedra volcánica que almacenan la energía. Se alimenta de energía eléctrica convertida en aire caliente a través de un calentador por resistencia y un insuflador de aire, que calienta las rocas hasta alcanzar los 750ºC. Durante los picos de demanda, ETES emplea una turbina de vapor para la re-electrificación de la energía almacenada. De esta manera, la planta piloto ETES puede almacenar hasta 130 MWh de energía térmica durante una semana. Además, la capacidad de almacenamiento del sistema se mantiene constante durante los ciclos de carga.

Este proyecto piloto quiere demostrar cómo se integra este sistema en la red de manera regular y probar el almacenamiento térmico a gran escala. En un próximo paso, Siemens Gamesa planea utilizar la tecnología de almacenamiento en proyectos comerciales y escalar la capacidad de almacenamiento y su potencia. El objetivo es almacenar energía en el rango de varios gigawatios hora (GWh) en el futuro próximo. Un gigawatio hora es el equivalente al consumo diario de electricidad de unos 50,000 hogares.

«Necesitamos sistemas de almacenamiento de energía escalables, eficientes y competitivos. Conseguir desvincular la generación de energía de su consumo es un paso esencial para la transformación del sistema energético”, subrayó Andreas Feicht, secretario de estado del ministerio alemán de Economía y Energía.

“Con la puesta en marcha del proyecto ETES hemos alcanzado un hito importante en la senda hacia la introducción de sistemas de almacenamiento de energía de alto rendimiento. Nuestra tecnología hace posible almacenar electricidad para varios miles de hogares a bajo costo. Estamos presentando los cimientos para el siguiente paso en la expansión de las energías renovables y el éxito de la transición energética”, ha subrayado Markus Tacke, Consejero Delegado de Siemens Gamesa. Esta instalación reduce los costos de almacenamiento a una fracción del nivel habitual de almacenamiento en baterías.

Este proyecto, financiado por el Ministerio alemán de Economía y Energía, contó con el apoyo de científicos del Instituto de Dinámica de Termofluidos de la Universidad Técnica de Hamburgo (TUHH) -que se han encargado de la investigación sobre los fundamentales termodinámicos- y del proveedor municipal de energía Hamburg Energie que, además de vender la energía almacenada, ha desarrollado una plataforma informática a la que se conecta la instalación para garantizar el máximo beneficio posible mediante un uso optimizado del almacenamiento.

A la inauguración, celebrada en Hamburgo, asistieron el secretario de estado del ministerio alemán de Economía y Energía, Andreas Feicht, y el alcalde de Hamburgo, Peter Tschentscher, junto con Markus Tacke, Consejero Delegado de Siemens Gamesa. Asimismo, estuvieron presentes miembros del Instituto de Dinámica de Termofluidos de la Universidad Técnica de Hamburgo-Harburg (TUHH) y del proveedor de energía Hamburg Energie, socios de Siemens Gamesa en este proyecto.

Repsol lanza Way&Go, plataforma para pagar sin pasar por caja

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Repsol presentó Way&Go, una nueva forma de comprar en sus tiendas sin pasar por caja. A través de la aplicación móvil Waylet, los clientes podrán escanear el código de barras de los productos que quieran adquirir y pagar automáticamente con su teléfono móvil, completando la compra tras validarla en un punto de check out a su salida.

«Con Way&Go Repsol se posiciona a la cabeza de las nuevas tendencias de compra digital en el comercio minorista. Este nuevo método de compra está disponible en la estación de servicio que la compañía tiene en la madrileña calle de Alberto Aguilera y se estudiará su extensión al resto de la red», manifestó la empresa en un comunicado.

Este sistema, pionero en España en el mundo de comercio minorista, busca facilitar y mejorar la experiencia del cliente, y además ofrecerá a los usuarios descuentos y promociones personalizadas en tiempo real en su móvil.

El lanzamiento de Way&Go se enmarca dentro del proceso permanente de transformación y adaptación en el que está inmerso Repsol, respondiendo a las necesidades cambiantes de movilidad y de consumo de sus clientes. Reflejo de ello son sus nuevas estaciones de servicio en las que además de poder acceder a los diferentes suministros de energía, cuentan con espacios en los que poder recoger un paquete, hacer la compra o simplemente tomar un café.

La aplicación Waylet, a través de la que funciona Way&Go, permite desde 2017 pagar con el móvil en cualquiera de las estaciones de servicio de Repsol y tiendas asociadas de una forma rápida y cómoda. Cuenta con ofertas y ventajas exclusivas, como acumular saldo, que se puede gastar en toda la red de comercios adheridos a Waylet.

La incorporación de Way&Go permite seguir avanzando en innovación tecnológica. El cliente podrá pagar sin necesidad de llevar efectivo o tarjetas y, a partir de ahora, podrá realizar él mismo su compra en tienda sin tener que pasar por caja.

Enel se adjudica nuevo proyecto eólico de 71 MW en Rusia

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Enel, a través de su filial Enel Russia, se adjudicó un nuevo proyecto eólico de más de 71 MW en la licitación de energía renovable del gobierno ruso de 2019. El parque eólico Rodnikovsky se ubicará en la región de Stavropol con Enel Green Power, la línea de negocios global de Enel dedicada a energías renovables que estará a cargo del desarrollo y la construcción del proyecto.

«Este último premio representa otro hito importante para nosotros en Rusia, después del reciente inicio de la construcción del parque eólico de Azov», dijo Antonio Cammisecra, Jefe de Enel Green Power. “Estamos confirmando aún más nuestro compromiso de aprovechar el potencial renovable del país y diversificar su combinación de generación, al tiempo que contribuimos con nuestra reconocida experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos renovables. De cara al futuro, continuaremos trabajando incansablemente en la consolidación y una mayor expansión de la huella renovable de nuestro Grupo en Rusia, con lo que perseguiremos un modelo comercial cada vez más sostenible».

La inversión total de Enel Russia en Rodnikovsky asciende a aproximadamente 90 millones de euros. Una vez que esté en funcionamiento, en la primera mitad de 2024, se espera que el parque eólico genere alrededor de 220 GWh por año, evitando la emisión anual de alrededor de 180,000 toneladas de CO2 a la atmósfera. La planta venderá su producción de energía en el mercado mayorista ruso y estará respaldada por pagos de capacidad.

La licitación rusa de energía renovable para el período 2020-2024 se realizó del 28 de mayo al 10 de junio para la adjudicación de aproximadamente 314 MW de capacidad renovable, de los cuales 78.1 MW se destinaron a proyectos eólicos, los 229.8 MW restantes a minihidro y 5.6 MW a solar. El gobierno ruso comenzó a lanzar estas licitaciones anuales en 2013 para alcanzar los objetivos del 4.5% de la generación de energía a partir de fuentes renovables y 5.4 GW de capacidad renovable instalada para 2024.

Además de esta licitación, Enel Russia recibió el parque eólico Azov de 90 MW, actualmente en construcción y que se pondrá en marcha en 2020, y el parque eólico Murmansk de 201 MW, que se pondrá en marcha en 2021, ambos en la licitación de 2017 para la construcción de 1.9 GW de capacidad eólica en el país. EGP está a cargo del desarrollo y la construcción de los tres proyectos. La inversión de Enel Russia en el parque eólico de Azov asciende a aproximadamente 132 millones de euros y su inversión en el parque eólico de 201 MW asciende a unos 273 millones de euros.

Barclays propone enfocarse en capacidad de almacenamiento para alcanzar soberanía de combustibles

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La solución en materia de soberanía de combustibles no es la refinación, sino la capacidad de almacenamiento, pues México solo tiene tres días de reserva en gasolina, mientras que Estados Unidos tiene 60 días, señaló el jefe de Investigación Económica para América Latina de Barclays, Marco Oviedo.

En ese sentido, comentó que tal vez lo que se tendría que construir no sería una nueva refinería sino estaciones de almacén para que la vulnerabilidad del país respecto a ese energético sea menor.

En cuanto a la construcción de la refinería en Dos Bocas, Tabasco, el directivo consideró que el proyecto no cuenta con el tiempo suficiente para llevarse a cabo, “en tres años nadie va a construir una refinería, puede suceder lo que pasó con la refinería de Tula en el gobierno de (Felipe) Calderón, que al final fueron tantos problemas que se decidió no seguir”.

Por otro lado, el experto consideró que sería positivo que Petróleos Mexicanos (Pemex) se listara en el mercado accionario, lo que “apoyaría bastante a la empresa, la metería en un proceso de ajuste en la parte fiscal, en la gobernanza, en la estructura corporativa, para que pueda ser una empresa como las que hay en todo el mundo”. Para ello, Pemex tendría que pasar por un proceso de limpieza, “quitarle lo malo” y destacar la parte rentable. En ese sentido, comentó, la viabilidad de la oferta dependería de la rentabilidad de los activos, y “la hipótesis es que son muy buenos todavía”.

TC Energía y IEnova concluyen la construcción del gasoducto marino Sur de Texas-Tuxpan

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Infraestructura Marina del Golfo, una sociedad conjunta entre TC Energy Corporation (TC Energía) e Infraestructura Energética Nova (IEnova), anunció la terminación de la construcción de su gasoducto Sur de Texas-Tuxpan, que proveerá capacidad para transportar 2,600 millones de pies cúbicos de gas natural diariamente.

El proyecto representa aproximadamente 2,500 millones de dólares en inversión en infraestructura para proveer el gas natural requerido por plantas generadoras de energía eléctrica, clientes industriales y centros urbanos para incrementar el desarrollo económico en el país, en línea con los objetivos del Gobierno de México.

Se espera que el gasoducto Sur de Texas-Tuxpan incremente en 40 por ciento la capacidad actual de importación de gas natural del país y abastecerá un combustible más limpio y eficiente para la generación de energía eléctrica y el desarrollo de la industria.

“México se ve beneficiado por una ubicación geográfica que le permite tener acceso a algunos de los precios más bajos de gas natural en el mundo. La expansión de su red de gasoductos y del abastecimiento provisto por Sur de Texas-Tuxpan contribuirá a incrementar la competitividad. Estamos orgullosos de construir la infraestructura energética necesaria para que México pueda hacer esto realidad”, dijo Robert Jones, presidente de TC Energía.

“El gasoducto representa una pieza clave para la seguridad energética del país, ya que, a través de sus interconexiones, podrá abastecer gas natural también a regiones en el centro y en el sur de México”, añadió.

El ducto de 772 kilómetros (480 millas) y de 42 pulgadas de diámetro corre mar adentro desde la frontera con Estados Unidos, cerca de la ciudad de Brownsville, Texas, hasta Altamira, cerca de la ciudad de Tampico en el estado de Tamaulipas, desde donde continúa su recorrido hacia Tuxpan en el estado de Veracruz.

En tierra, el gasoducto proveerá a México de gas natural mediante sus conexiones con los ductos de TC Energía de Tamazunchale y Tula, así como con el Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural (SISTRANGAS).

El gasoducto Sur de Texas-Tuxpan ha sido uno de los proyectos más retadores en el mundo, y fue la mayor fuente de inversión extranjera directa en México en 2017. El proyecto incluyó la construcción de la estación de compresión más grande en todo el país en Altamira, Tamaulipas, y la creación de tres mil empleos durante la fase constructiva.

“Este importante proyecto garantizará el abasto confiable y seguro de un combustible económico, eficiente y amigable con el medio ambiente para promover el desarrollo económico, la creación de empleos y el bienestar de los mexicanos. Mediante la construcción de infraestructura energética IEnova reafirma su compromiso con continuar invirtiendo en México.” declaró Tania Ortiz Mena, Directora General de IEnova.

CNH aprueba Planes de Exploración de Shell en cinco áreas de aguas profundas y ultraprofundas

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El Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó los Planes de Exploración presentados por Shell con relación a cinco de nueve contratos adjudicados en la Ronda 2.4, ubicados en aguas profundas y ultraprofundas.

El Dr. Faustino Monroy Santiago, Titular de la Unidad Técnica de Exploración de la CNH, explicó que el operador propone perforar hasta cuatro pozos en un escenario base, con una inversión total de los cinco planes de más de 396 millones de dólares y un escenario máximo alternativo que alcanzaría una inversión de más de 1,316 millones de dólares en caso de llevarse cada una de las actividades.

Por su parte, el Mtro. Rodrigo Hernández Ordoñez, Director General de Dictámenes de Exploración de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, detalló que los objetivos de los Planes de Exploración son evaluar el potencial petrolero en los plays del Mioceno, Oligoceno y Eoceno (Área Perdido); y Oligoceno y Jurásico (Área Cuenca Salina), e identificar prospectos exploratorios adicionales, así como madurar los ya identificados.

«Dado que las actividades consideran llegar hasta la perforación de algunos pozos, se podría alcanzar la etapa de incorporación de reservas», comentó.

De tal forma, con la ejecución de las actividades de los escenarios base de los cinco planes se perforarían cuatro pozos con un 52% en promedio de incremento de la UT respecto de lo establecido en los contratos, con una inversión asociada aproximada de 397 millones de dólares.

En caso de materializarse los escenarios máximos alternativos documentados, los pozos se duplicarían y las unidades crecería en promedio 8.5 veces más de lo establecido en los contratos, en tanto que la inversión podría llegar a 1,316 millones de dólares aproximadamente.

ExxonMobil anuncia desarrollo masivo en Argentina

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ExxonMobil dio a conocer que está avanzando con un desarrollo petrolero a largo plazo en el bloque Bajo del Choique-La Invernada de Argentina. Se espera que el proyecto produzca hasta 55,000 barriles equivalentes de petróleo por día dentro de cinco años e incluirá 90 pozos, una instalación de producción central e infraestructura de exportación conectada al oleoducto y refinerías de Oldeval.

«Nos sentimos alentados por los excelentes resultados de nuestro proyecto piloto de Neuquén y esperamos un aumento en la producción a través de esta importante expansión. Las reformas implementadas por los gobiernos federal y provinciales han sido de importancia crítica para permitir el desarrollo de la Cuenca Vaca Muerta como uno de los principales recursos energéticos del país»,dijo Staale Gjervik, vicepresidente senior de no convencionales de ExxonMobil.

Si la expansión es exitosa, ExxonMobil podría invertir en una segunda fase, que produciría hasta 75,000 barriles equivalentes de petróleo por día. El cronograma de la segunda fase depende del desempeño inicial del proyecto y de las condiciones comerciales y de mercado, entre otros factores.

«ExxonMobil ha sido un jugador activo en la cuenca de Neuquén desde 2010 y en Argentina por más de 100 años. Continuaremos trabajando en estrecha colaboración con el gobierno y nuestros socios y utilizaremos nuestra experiencia y capacidades para llevar puestos de trabajo y otros beneficios a las comunidades locales»,dijo Daniel De Nigris, el principal gerente de país de ExxonMobil.

En 2015, el gobierno provincial de Neuquén otorgó a ExxonMobil una concesión de 35 años en Vaca Muerta para el bloque Bajo del Choique-La Invernada. ExxonMobil comenzó un programa piloto de exploración el año siguiente y ahora tiene tres pozos productores y tres pozos adicionales que se están moviendo hacia la producción. Una instalación de producción, un gasoducto y una terminal de petróleo han estado en operación desde 2017 y recientemente se conectaron al gasoducto Pacific Gas por un ducto de 16 pulgadas.

Atender Pemex, una obligación en la que se necesita inversión privada: Alfonso Romo

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Alfonso Romo, jefe de la Oficina de la Presidencia de la República, aseguró que atender a Petróleos Mexicanos (Pemex) es una obligación; sin embargo, consideró que para ello se necesita de la inversión privada.

En el marco de la Reunión Nacional de Consejeros Regionales de BBVA, afirmó que se calcula que el sector hidrocarburos en México podría necesitar entre 25 y 30 millones de dólares de manera anual.

En ese sentido, indicó que la caída de la producción de Pemex se reducía trimestre con trimestre 10 por ciento, situación que hay que revertir para poder salvar la calificación de la empresa y que se retome el grado de inversión.

“Pemex es una obligación, no es un deber; queremos un Pemex más productivo, con menos corrupción, más eficaz, pero Pemex, en nuestra opinión (es un debate al interior) no puede solo, tenemos un rezago de muchos años, por eso es que necesitamos de inversión privada”, manifestó.