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Representantes de las tres instituciones visitaron ayer la central junto al director de la obra para comprobar la evolución de los trabajos. Una vez en activo, esta central tendrá capacidad para generar 420 kilowatios de potencia, lo que permitirá producir 1.600.000 kilowatios por hora al año y, dicho de otro modo, generar unos ingresos aproximados de 120.202 euros que revertirán en un 40% en el Ayuntamiento de Llanes y el otro 60% en el IDAE. No obstante, matizó Balmori, «la intención del equipo de gobierno es que dentro de un año el 100% de los ingresos vayan a parar al Ayuntamiento».

El teniente de alcalde destacó esta central «como elemento diferenciador del concejo» ya que permite generar energía renovable y mantener unas instalaciones construidas a principios del siglo XIX. «La central estuvo funcionando hasta los años setenta y luego se volvió a poner en marcha en 2001», aclaró Carmen López Ocón, representante del IDAE.

Las obras permitirán restablecer un tramo de 30 metros de la canal por la que baja el agua hasta la sala de máquinas, así como realizar labores de impermeabilización en el resto del conducto para «minimizar futuros problemas», según indicó el responsable de la obra, Ángel Morales. La actuación, que supone una inversión de 330.000 euros, se completará con un plan de mantenimiento para el futuro.

Durante su visita a la central, el teniente de alcalde, José Balmori, anunció la intención del Ejecutivo local de desarrollar en el municipio «una pequeña ruta de la energía» que incluiría, como elemento estrella, la visita a esta central hidroeléctrica, además de a otras instalaciones generadoras de energía como son los molinos.
ComercioDigital

Cada jornada transitarán por carreteras granadinas, jienenses, malagueñas y almerienses 40 vehículos de gran tonelaje, repletos de gas, con lo que se incrementará extraordinariamente el transporte de mercancías peligrosas por carretera, «justamente cuando la Unión Europea recomienda en distintas directrices que se disminuya este tipo de traslados», explica Marco Antonio Pérez Barrionuevo, delegado sindical de UGT en la planta de Peligros.

En la actualidad, casi todo el gas butano y propano que llega a la factoría de Peligros es trasladado por ferrocarril y en la misma es envasado en distintos formatos o distribuido a granel para grandes consumidores de las cuatro provincias mencionadas. En el mismo momento que sean clausuradas las instalaciones, este suministro a los clientes habrá de realizarse desde puntos tan distantes como Algeciras o Cartagena, con lo que el abastecimiento se aleja del punto de consumo un mínimo de 300 kilómetros.

La situación anterior puede presentar a su vez otro problema: en caso de condiciones meteorológicas adversas (nevadas que impidan el tránsito), cortes de carretera por accidentes, problemas de transporte por huelgas u otras situaciones, peligraría el abastecimiento.

Sin llegar a situaciones tan problemáticas como las anteriores, hay otras más corrientes que igualmente pueden tener un efecto pernicioso en el abastecimiento de gas. El responsable de UGT señala a este respecto que hoy día la planta de envasado tiene un servicio de emergencia de 24 horas por el que, en cualquier momento, un camión cisterna de propano puede suministrar este combustible a hospitales, colegios, residencias de la tercera edad… que lo precisen por habérseles agotado y fuera del horario habitual. «Hay turnos de guardia para garantizar este servicio, que en poco tiempo coloca el camión en el punto de destino», precisa el delegado de UGT.

A partir del cierre de la planta, estos centros tendrán que esperar un número indeterminado de horas hasta que el camión cisterna pueda suministrarle el gas.

Pérdida de empleo

Pero los problemas de abastecimiento no son los únicos que plantea el cierre de la planta de Repsol Butano. Desde UGT se señala que la decisión supondrá la pérdida de 47 empleos directos, 28 de los cuales son de carácter fijo en la empresa. A esta cantidad hay que añadir los indirectos, como son los que desempeñan los trabajadores de mantenimiento eléctrico, mecánico, de transporte… «La empresa baraja la posibilidad de ofertar movilidad geográfica y funcional, pero no descartamos un expediente de regulación de empleo», añade Pérez Barrionuevo.

Según este sindicalista, Repsol Butano ha lanzado el mensaje que negocia ya el cierre de las siete plantas de envasado, «cuando es absolutamente falso». En su opinión, los dos sindicatos lo único que han hecho ha sido pedir que la empresa gasista justifique los cierres y si hay un plan alternativo a los mismos. «Pero la compañía sólo plantea el cierre puro y duro, sin más», agrega el delegado sindical de UGT.
Ideal

Rafael Correa, el candidato que se impuso en las elecciones presidenciales de Ecuador, y que es visto como un "izquierdista" por el sector empresario, dijo el martes que renegociaría los contratos de producción de petróleo con las empresas extranjeras, para más que cuadruplicar la cuota de volúmenes de crudo recibidos por el Estado.

Analistas citados por la agencia Reuters especulan con que Ecuador podría seguir los pasos de Bolivia y nacionalizar su industria de hidrocarburos.

‘Esto quizá pueda traer algún potencial impacto negativo a las reservas (de Repsol-YPF) y su base productiva, aunque en realidad el efecto sería leve‘, dijo Citigroup en una nota de investigación.

Repsol-YPF ya fue forzada a rebajar drásticamente sus reservas en Bolivia y a pagar mayores impuestos en Venezuela, dentro de una ola en la región de mayor intervención estatal de los recursos energéticos.

Jason Kenney, analista petrolero de ING en Edimburgo, dijo que no esperaba que Repsol-YPF incrementara su producción en Ecuador mientras continúe la incertidumbre sobre los términos de negociación.

‘Obviamente hay incertidumbre fiscal, entonces dudo de que vayan a invertir hasta que tengan claridad sobre ello‘, dijo Kenney.

Repsol-YPF produce 15.000 barriles de crudo por día en Ecuador y sus reservas probadas hacia finales del 2005 eran de 27,6 millones de barriles, de acuerdo con el sitio de internet de la compañía.

Los analistas dijeron que esto significaba sólo un 1 por ciento de la producción y reservas totales de Repsol-YPF.

La petrolera española también opera 125 gasolineras en Ecuador, donde el combustible es vendido bajo controles de precio. Además, la firma vende gas licuado del petróleo.
Fuente

El precio de salida a bolsa se había situado en 28 euros, en el extremo alto de la horquilla de la oferta, lo que significaba una capitalización de 1.680 millones de euros.

Al término de la ampliación de capital de 340 millones de euros (390 millones si se ejerce la atribución integral) llevada a cabo como paso previo a la salida a bolsa, EDF controla el 50% del capital de su filial de energías renovables, el grupo del presidente de la empresa, Paris Mouratoglou, el 27,43% y el 22,57% es el flotante que cotiza en el mercado.

Los inversores institucionales habían suscrito 31 veces el monto que se les proponía, mientras que la demanda de títulos por parte de los particulares fue 9,5 veces superior a la oferta.

EDF EN nació en 1990 y está especializada en las energías renovables, en particular la eólica, que representa un 78% de su capacidad instalada.

El objetivo de la filial del gigante eléctrico francés, que espera obtener 20 millones de euros de beneficios este año con una facturación de 320 millones, es invertir 3.500 millones para cuadruplicar sus capacidades de producción y alcanzar los 3.000 megavatios en el horizonte de 2010.

Un desarrollo que en su mercado doméstico se asentará en la legislación que obliga a la compra de la electricidad eólica a un precio garantizado de 82 euros por megavatio durante un periodo de quince años.

Mouratoglouse mostró en un comunicado ‘particularmente feliz de la excelente acogida reservada a nuestra empresa tanto en Francia como en el extranjero’ y anunció que ‘el aumento de capital va a permitirnos acelerar nuestro crecimiento, prioritariamente en la (energía) eólica, manteniendo nuestro desarrollo en nuestros otros sectores estratégicos’.
Terra

La premisa es parte de lo discutido en el segundo día del foro sobre el desarrollo de la geotermia en Centroamérica, que es organizado por la Universidad de Naciones Unidas (UNU) y que reúne a participantes, en su mayoría del sector público, de Kenia, Islandia, Filipinas, México y C.A.

“El interés existe porque el precio del petróleo es alarmante. Es lo que hace pensar en menos dependencia en los combustibles fósiles”, destacó Marcelo Lippman, científico retirado del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley. Lippman reiteró que para hacerlo, “todos los países tienen que facilitar la parte legislativa y reglamentos para desarrollar proyectos geotérmicos”.

José Luis Quijano, de la mexicana pública Comisión Federal de Electricidad, detalló una de las limitantes en la exploración de este renovable. “Al inicio (de los proyectos), hay mucho riesgo. En las primeras etapas, puede invertir $8 millones o $10 millones y al final no obtener nada, u obtener muy poco”. A diferencia de un proyecto de búnker, la inversión es menor, pero después “hay que pagar el combustible”.

El lunes, el director del programa de entrenamiento geotérmico de la UNU, Ingvar Fridleifsson, lamentó que una de las regiones en el mundo con mayor potencial geotérmico dependa tanto del búnker. “Centroamérica es una de las regiones más ricas en geotérmica y solo una pequeña porción, un 15%, ha sido utilizada hasta ahora”, censuró, y añadió que “Centroamérica podría convertirse en un ejemplo para el mundo en la reducción del efecto invernadero con el desarrollo geotérmico”.

En ese tono, Lippman insistió en que los planes renovables no deben verse como una solución económica, sino como un “plan de largo plazo”. Agregó que debe verse el potencial eólico, en biomasa y solar.
PrensaGrafica