Energías Renovables

[TEOTWAIKI]

Me consta que los del sector metal hicieron una propuesta para comprar Garoña.

¿En tiempos del tío Paco o ahora para chatarra?

El resurgir nuclear inglés se esta topando con problemas. Algunas empresas que presentaron proyectos ya han preferido dejarlos "para otro día" y hay voces que sugieren (una vez más) que el gobierno les garantice el precio de la electricidad para los próximos 40 años.

Nucelar: todo muy seguro y rentable, nada contaminante ni subvencionado hoyga...

 

[Saturio]

En una palabra:

Olkiluoto

[traspotin]

Me consta que los del sector metal hicieron una propuesta para comprar Garoña.

¿En tiempos del tío Paco o ahora para chatarra?

El resurgir nuclear inglés se esta topando con problemas. Algunas empresas que presentaron proyectos ya han preferido dejarlos "para otro día" y hay voces que sugieren (una vez más) que el gobierno les garantice el precio de la electricidad para los próximos 40 años.

Nucelar: todo muy seguro y rentable, nada contaminante ni subvencionado hoyga...

 

Ahora. Hace sólo unos meses. No recuerdo la cantidad exacta pero la pregunto. Claro que en la propuesta no venía nada de renovarla y ya sólo con eso la operación era evidentemente inviable (sin eso también lo era  )

[Kaprak63]

Abengoa y BrightSource Energy construirán "las dos torres solares más grandes del mundo"
ER Viernes, 15 de marzo de 2013



Las dos compañías han difundido hoy un comunicado conjunto en el que anuncian que han firmado un acuerdo de colaboración para la promoción, la construcción y operación, en California, de "las dos torres solares más grandes del mundo" (500 MW en total). Abengoa es una multinacional española con sede en Sevilla. BrightSource Energy es una compañía estadounidense.

Las dos compañías, que se encuentran entre las pioneras del sector en tecnología solar de torre, acaban de hacer público que trabajarán como socios "para obtener los permisos y la financiación de la plataforma Palen Solar Electric Generating System, de 500 MW". Según el comunicado que han difundido hoy conjuntamente, Abengoa, que ejecutará el proyecto bajo la modalidad de EPC (Engineering, Procurement & Construction), liderará la operación y el mantenimiento, mientras que BrightSource proporcionará la tecnología del campo solar y el diseño de las plantas. El proyecto de Palen, de 500 MW, consta de dos torres de 250 MW cada una y se ubicará en el condado de Riverside, en California, en una zona destinada a la producción de energía solar del Departamento de Interior norteamericano: "las dos plantas solares producirán energía suficiente para abastecer la demanda de 200.000 hogares y evitarán la emisión de unas 17 millones de toneladas de CO2 durante su ciclo de vida".

Con la obtención de los permisos y la promoción del proyecto ya en curso, ambas empresas esperan "que la construcción -durante la que se crearán más de 2.000 puestos de trabajo- empiece a finales de 2013". Abengoa y BrightSource prevén que las plantas solares entren en operación en 2016. Las torres de energía solar generan energía del mismo modo que las plantas de energía tradicionales, a través del vapor a alta temperatura que hace girar una turbina. Sin embargo, en lugar de utilizar los combustibles fósiles o la energía nuclear para crear el vapor, utilizan la energía solar. La clave de esta tecnología -concluye la nota- está en el diseño del campo solar de última generación, el software de optimización y un sistema de control que permite la obtención de ese vapor a alta temperatura (el vapor alimenta unas turbinas convencionales para producir energía).

[Kaprak63]

¿El inicio de un nuevo paradigma en la generación de energía?

Pego a continuación una excelente noticia para un forero transicionista en la que se aprecia una de las evidencias más claras de que algo está cambiando.

La noticia original está en:

http://cleantechnica.com/2013/03/15/centralized-energy-beginning-of-the-end/


Pego a continuación la misma noticia traducida por Google:

Energía centralizado - Beginning Of The End?
15 de marzo de 2013Giles Parkinson





Republicado de RenewEconomy:

El 17 de mayo de 2010, E.ON, la empresa más grande de electricidad en Alemania, ha abierto una nueva marca 860 MW a gas de ciclo combinado de la central eléctrica de Baviera, que había construido a un costo de $ 520 millones. Menos de tres años después, tras haber sido poco utilizado y perder dinero, los dueños de Irsching-5 (foto de abajo) están amenazando con cerrarlo.

Es sólo un ejemplo de los cambios dramáticos que están barriendo la industria europea de la energía debido a la creciente impacto de la eólica y la solar, y la caída de la demanda. E.ON dijo esta semana que estaba pensando en cerrar 13 GW de carbón y la generación a gas en los próximos años - pero puede ser sólo una fracción de lo que se necesita.

Oficialmente, las plantas 21 carbón, gas y petróleo disparado han sido marcadas para el cierre a 2017 en el mercado europeo de la energía central - que incluye a Alemania, Francia, Bélgica, Austria, Suiza y los Países Bajos. Esto representa aproximadamente el 7GW de capacidad, y está por encima de la GW 6 de jubilaciones anticipadas nucleares en Alemania y Bélgica durante el mismo período. Pero de acuerdo con el equipo europeo de la energía de UBS, esto sólo puede arañar la superficie de lo que se necesita - y un 41 GW (19 GW de carbón y 22 GW de gas) pueden tener que ser cerrado para restaurar la industria a la rentabilidad y compensar la "inconveniente" para la generación centralizada creada por el auge de las energías renovables. Eso haría que el cierre total de plantas de carbón y gas durante los próximos cuatro años a 49 GW (alrededor de un tercio de la capacidad térmica total) -, que le pasa a coincidir con la cantidad de viento solar y la capacidad de UBS prevé que se añadirán en el mismo período .

UBS dice que el mercado europeo central está en rápido declive debido a la caída de la demanda, la construcción de capacidad de generación demasiado convencional, y un precio del CO2 bajo. Pero dice el piloto más importante ha sido el "notable" aumento de capacidad renovable, en particular solar, sobre todo en Alemania.
Solar, como se señala en un informe anterior sobre el solar de la "revolución", es "canibalizar" los ingresos de los generadores centralizados, que son incapaces de reducir su producción a las condiciones cambiantes de la demanda, y será cada vez más expuestos a los tiempos cuando tienen que generar energía cuando el costo del combustible es mayor que el precio de contado.

Se dice que esto significa que el lignito y la capacidad de generación nuclear podría caer más rápido que la mayoría de la gente esperaría del aumento promedio en energía solar y eólica. De hecho, su conclusión de que el cierre de la capacidad térmica requerida tendría que coincidir con el aumento de la energía eólica y solar iría en contra de la mayoría de los puntos de vista tradicionales del funcionamiento de la energía, pero es tal el impacto de la dinámica cambiante provocado por las energías renovables.

El análisis de UBS pasa a través de una serie de escenarios en su "caso base" - incluyendo la adición de 49 GW de energía eólica y solar en los próximos cinco años, el cierre de 6 GW de armas nucleares, y 25 GW de carbón y gas - cerca de tres veces lo que ya ha sido anunciado. Y se supone que los precios relativamente estables de carbono, el carbón, el gas y el petróleo.

Este escenario base muestra los básicos relativamente estables, pero los precios máximos hundir a causa de la creciente "canibalización" de la energía solar. (El precio máximo proporciona gran parte del flujo de caja positivo para los generadores). En 2020, UBS prevé que el margen bruto de la generación a carbón es de alrededor de cero y los factores de capacidad de las plantas - el porcentaje de tiempo que se utiliza - cae dramáticamente: el lignito hasta el 66 por ciento del 73 por ciento, el carbón negro para el 37 por ciento del 47 por ciento, y el gas al 18 por ciento del 30 por ciento.

UBS a continuación, ejecuta una serie de escenarios más agresivos para ver lo que se necesita para volver a la rentabilidad del sector.
Aun suponiendo una calificación pico del 5 por ciento de su capacidad para la energía eólica, y cero para la energía solar (que tipo de va en contra de sus conclusiones anteriores sobre los precios pico), UBS dice que al menos el 30 por ciento de la flota europea del carbón central y el 30 por ciento de la flota de gas que cerrar sólo para mantener los flujos de efectivo a los agotados 2012 los niveles. Una tasa de cierre del 40 por ciento es necesario para aumentar los ingresos y estabilizar los flujos de efectivo de las restantes plantas nucleares. Una velocidad de cierre de hasta 50 por ciento también se modela.

UBS, sin embargo, no ve esto como una solución práctica o probable, como lo predice el cierre ordenado es poco probable que ocurra - en primer lugar porque los reguladores del mercado energético estaría preocupado por disminución de la capacidad (el escenario de cierre 40 por ciento tiene márgenes de reserva por debajo de 10 por ciento), y podría intervenir para evitarlos.

La segunda razón es porque los propios generadores que ganas de ganar el "free rider" bonus que viene con ser el último cerrado: "dilema del prisionero" de no querer actuar en primer lugar, al igual que en una acción más amplia del cambio climático. "Así, el lado negativo sólo continúa," UBS dice.
Aunque los mercados del centro de Europa son diferentes a las de Australia, una gran cantidad de la misma dinámica que se reproducirá en generadores de Australia. Ya, el impacto de la reducción de la demanda, las energías renovables en crecimiento, y la energía solar en la azotea, está provocando un descenso de la producción en la generación de carbón, con lo que los factores de capacidad hacia abajo bruscamente, sobre todo para las generadoras a carbón negro. Algunos 3.000 MW de capacidad ya se ha suspendido su actividad. Y los generadores de gas disparados frente a los crecientes costos de las materias primas en los próximos años ya que las plantas de GNL entrará en funcionamiento, y los precios internos del gas aumentará a igualar los precios de exportación.

UBS es pesimista sobre el futuro de la generación térmica centralizada en el centro de Europa. "(Es) está en declive estructural", señala, y añade que ha tenido lugar en el "notable" de velocidad. "No creemos que los cierres se ahorrará el inconveniente de generación de energía europeo".
Ha recomendaciones de venta en todas las principales compañías eléctricas con gran exposición al carbón y la generación a gas. Muchas de estas empresas tienen altos niveles de deuda, el resultado de la actividad de fusiones recientes, pero han sido capturados por caída de la demanda y las prisas a la eólica y la solar.
Un informe de Reuters la semana pasada señaló que el modelo de producción centralizada corría el riesgo de convertirse en "dinosaurios" del mercado de la energía, a menos que se reinventó pronto. Estas utilidades están empezando a centrarse en la energía descentralizada, las energías renovables y la eficiencia energética. E.ON dice que centrará sus inversiones en ese sector, y GDF Suez, cuyo director general ha hablado de una "revolución" en la industria por energía solar, está haciendo lo mismo.

El problema es que la mayoría de estas empresas ya están por detrás de otros pioneros. Son dueños de sólo 7 por ciento de la capacidad de las energías renovables y menos del tres por ciento de la capacidad solar.
"Utilidades producir electricidad, y aquí está una nueva tecnología para la producción de electricidad, y no están ahí. Ellos han perdido completamente la oportunidad ", dijo Lueneburg investigador de la Universidad Mario Richter Reuters.

Laszlo Varrón, economista de la Agencia Internacional de la Energía, dice que los servicios públicos se podrían beneficiar enormemente si no se tratan en la azotea solar como una competencia para sus centrales térmicas, sino como una puerta de entrada a ese nuevo mercado. "En un sistema de electricidad en el futuro, la compañía de redes de electricidad podría ser esencialmente una compañía de seguros que cubre la luz del sol no tiene cuando se necesita energía", dijo a Reuters.
Hay una lección para los servicios públicos australianos.

[TEOTWAIKI]

Ahora. Hace sólo unos meses. No recuerdo la cantidad exacta pero la pregunto. Claro que en la propuesta no venía nada de renovarla y ya sólo con eso la operación era evidentemente inviable (sin eso también lo era  )

Me deja de piedra y muy interesado en conocer la cifra si no es mucha molestia.

Cuando uno pensaba que el homo empresaurius hispanicus no podía ser más gilipollas va y hace esto...

Abandonen toda esperanza o el territorio peninsular, lo que ustedes prefieran...

 

[Kaprak63]

Los dinosaurios se resisten a ser barridos por el meteorito de la descentralización.

La CE decidirá antes del 6 de junio sobre el dumping solar chino
ER Viernes, 15 de marzo de 2013



Tras las denuncias presentadas por más de 20 fabricantes europeos, la Comisión Europea está llevando a cabo un proceso de investigación antidumping contra subsidios estatales chinos y antes del próximo 6 de junio decidirá si adopta medidas proteccionistas similares a las ya aprobadas en EEUU.

En caso de que así lo decida, aplicaría tasas arancelarias sobre los módulos, células y wafers de origen chino. La decisión se ratificaría en una medida definitiva el 5 de diciembre, según informa el distribuidor fotovoltaico Albasolar en su servicio de noticias.

Además, la Comisión establece que dichas medidas podrían ser retroactivas a 90 días. Es decir, si se imponen aranceles podría afectar a todos los módulos importados desde el pasado 5 de marzo. Hasta ahora, esa retroactividad no ha sucedido en otras investigaciones anti-dumping en Europa para otros sectores, pero no se descarta. De momento, desde el 5 de marzo, todas las importaciones de producto solar proveniente de China deben ser registradas y comunicadas a la Comisión Europea.

En Estados Unidos, estos aranceles supusieron en torno al 15%. A día de hoy, parece probable que se apliquen estas medidas que, de acuerdo con Albasolar, ya están repercutiendo en el mercado de módulos solares. Según esta compañía, pocas empresas europeas correrán el riesgo de importar módulos chinos y la disponibilidad en Europa es ya un problema. Consecuentemente, los precios tenderán al alza.

En cualquier caso, las soluciones a las que lleguen los distribuidores europeos, dependerán de la reacción del mercado y se espera la subida del precio del panel.

Al parecer las demás importaciones de los millones de productos de origen chino, que no tienen nada que ver con la generación de energía sino con su consumo no tienen problemas con el dumping y son todos legales.

S2.

[Kaprak63]

Pego la misma noticia de hace unas horas pero con mayor cantidad de información y ¡¡¡PUBLICADA EN EL ABC!!!!

Al loro de quiénes están metidos en la financiación.

Abengoa levantará las dos torres solares más grandes del mundo
LUIS MONTOTO / SEVILLA
Día 16/03/2013 - 03.57h

Se alía con BrightSource para promover una planta en EE.UU. en la que invertirá más de 1.530 millones


ABC. Una imagen de la planta termosolar de E.ON en Écija

Abengoa ha dado un nuevo paso de gigante en Estados Unidos, un país en el que ya obtiene el 26% de sus ingresos totales (que en 2012 fueron de 7.783 millones). La multinacional sevillana anunció ayer que ha sellado una alianza con BrightSource Energy (participada por Google, Morgan Stanley y Alstom) para promover, construir y operar en California las dos torres solares más grandes del mundo.

Aunque la firma no hizo ayer pública la inversión, fuentes del sector calculan que requerirá un desembolso superior a los 2.000 millones de dólares (más de 1.530 millones de euros). Tanto Abengoa como BrightSource son pioneras en tecnología solar de torre y trabajarán como socios para obtener los permisos y la financiación de esta plataforma, denominada Palen Solar Electric Generating System, que constará de 500 megavatios (MW).

Se trata del cuarto gran proyecto energético de la firma española en este país. Con el respaldo del Gobierno de Barack Omaba, el grupo presidido por Felipe Benjumea ya está levantando Solana (en Arizona) y Mojave Solar (también en California) que, hasta ahora, eran las dos mayores plantas termosolares del planeta (con una potencia instalada de 250 MW netos cada una). En paralelo, el pasado año consiguió su primer gran contrato en Estados Unidos en otra tecnología renovable, la fotovoltaica, en un megaparque de 200 MW con una inversión superior a los 300 millones de euros.

Capacidad
En el caso de Palen, Abengoa ejecutará el proyecto bajo la modalidad de EPC (que abarca tanto la ingeniería como la construcción) y también liderará la operación y el mantenimiento. BrightSource, por su parte, aportará su conocimiento en el campo solar y el diseño de la planta. Esta instalación constará de dos torres de 250 MW de potencia cada una que se ubicarán en el condado de Riverside. «Estas dos plantas producirán energía suficiente para abastecer la demanda de 200.000 hogares», afirmó ayer la compañía en un comunicado.

Tanto la obtención de los permisos como la promoción ya están en curso y se espera que las obras empiecen a finales de este año. Palen entrará en operación en 2016 y cuenta con la autorización de la Comisión de Energía de California (CEC). Esta nueva iniciativa de Abengoa al otro lado del Atlántico hay que ponerla en relación con otras dos noticias. En primer lugar, la compañía de raíces andaluzas es una de las grandes perjudicadas por la nueva política energética del Gobierno español. De hecho, estima que los cambios en las reglas del juego aprobados por Industria en este sector le restarán hasta 50 millones de euros a su beneficio operativo en 2013.

Con estos mimbres, su crecimiento en el futuro pasa necesariamente por el exterior. Junto a ello, se trata de un paso especialmente significativo, ya que Abengoa ha iniciado los trámites para cotizar en el Nasdaq neoyorquino en los próximos meses (sin dejar de hacerlo en el Ibex).

[Cría cuervos...]

http://www.cuatro.com/callejeros/crisis/Callejeros-Callejeros_Tengo_Frio_2_1557705104.html

[Cría cuervos...]

Las redes centralizadas se encuentran muy implantadas en el mundo anglosajón y Europa del Este. Son de los mejores ejemplos de descentralización energética. Ésta se inauguró el año pasado (organizan visitas para ver la instalación, lo que no sé  si es sólo para instituciones académicas):

http://www.atades.com/2012/02/inaugurada-la-planta-de-biomasa-de-sonsoles/#.UUSQoTd42uI

http://www.energias-renovables.com/articulo/espana-cuenta-con-2-052-calderas-de-20130311



España cuenta con 2.052 calderas de biomasa en grandes instalaciones

Javier RicoLunes, 11 de marzo de 2013



Al menos eso es lo que tiene registrado hasta el momento el Observatorio Nacional de las Calderas de Biomasa (ONCB) de Avebiom en cuanto a instalaciones superiores a 150 kW no vinculadas a redes de calor. El recuento, que suma 1.438 MW, aparece en el número de marzo de Energías Renovables, con cifras desglosadas por usos (industrial, sector público y doméstico) y subsectores (industrias alimentarias y agro-ganaderas, ocio, servicios municipales y autonómicos, polideportivos, hospitales…). Además, conoce quién y cómo las instala y de dónde proceden estas calderas.   


En el anterior número de Energías Renovables hacíamos un repaso a las redes de calor o district heating que hay instaladas en España, o que al menos tiene registradas el ONCB, impulsado por la Asociación Española para la Valorización Energética de la Biomasa (Avebiom). En el presente número le toca el turno a las grandes calderas instaladas en todo tipo de edificios. La fuente principal de información es la misma, el ONCB, debido al exhaustivo trabajo que lleva a cabo en este terreno, aunque tanto fabricantes y distribuidores de calderas como empresas de servicios energéticos (ESE) aportan también una información valiosa para elaborar el reportaje.

Según cifras de mediados de febrero (el ONCB renueva datos a diario), de los 28.749 registros del observatorio, 2.052 corresponden a calderas con una potencia superior a 150 kW, límite en el que se puede considerar que una instalación pasa de ser doméstica o de pequeña envergadura a comunitaria o gran instalación. Los registros suman 1.438 MW, una tercera parte del total instalado, y se dividen en tres tipos de usos: doméstico, público e industrial.  Es este último, con 1.418 registros y 1.119 MW, el que mayor número de instalaciones y potencia aporta. El reportaje detalla qué tipo de industria domina y qué tipo de calderas se utilizan en este sector.

El segundo bloque de usuarios con mayor número de referencias es el sector público, en el que el observatorio de Avebiom contabiliza 418 registros de grandes calderas, que suman 279 MW. El último de los usos, en cuanto a número de grandes calderas instaladas, es el doméstico. El ONCB recoge aquí 110 instalaciones de viviendas en bloque, que abastecen de calefacción y ACS centralizada a más de 6.250 viviendas y cuentan con una potencia conjunta de unos 50 MW. Una decena de ESE destacadas y varias decenas de marcas de calderas, entre las que dominan las de origen austríaco, equipan a estas instalaciones. El reportaje también hace mención a iniciativas tecnológicas españolas en el diseño y fabricación de calderas.

[Kaprak63]

Obama anuncia una fuerte inversión en energías alternativas

El presidente de EE UU aspira a que el país deje de depender del petróleo extranjero para garantizar el crecimiento económico y la seguridad geopolítica
EVA SAIZ Washington 16 MAR 2013 - 04:07 CET94


Barack Obama durante su discurso en un laboratorio a las afueras de Chicago. / JEWEL SAMAD (AFP)

El presidente de Estados Unidos, Barack Obama, ha retomado la defensa de su agenda energética este viernes durante un acto en un laboratorio de investigación del Gobierno a las afueras de Chicago. El presidente ha defendido allí su proyecto de crear un fondo de 2.000 millones de dólares destinado a financiar la investigación en tecnología y energía renovable que permita al país dejar de depender del petróleo extranjero en una década. La autosuficiencia energética y el desarrollo de energías alternativas garantizarán, según el mandatario, el crecimiento económico y la seguridad del país.

“Hoy en día hay pocas áreas más prometedoras para la creación de empleo y el crecimiento de nuestra economía que la inversión en energía americana”, ha dicho Obama. “Nuestra necesidad de petróleo nos hace excesivamente dependientes de otros países, y eso es negativo para nuestra seguridad nacional y en el exterior”, ha señalado el presidente. “Pero también es un elemento esencial para garantizar nuestra seguridad económica. Cuando el precio de la gasolina se dispara, es difícil para los emprendedores planear sus inversiones y crear más puestos de trabajo”.

El Fondo de Seguridad Energética es para Obama un mecanismo esencial para reducir la dependencia de EE UU del petróleo extranjero. La propuesta del presidente se enmarca dentro de su estrategia energética, que prioriza la inversión en energías renovables y la industria del gas. La iniciativa, que Obama ya presentó en su discurso sobre el estado de la Unión el pasado 12 de febrero, deberá ser aprobada por el Congreso, donde contará con la oposición del Partido Republicano, que es favorable a la expansión de las perforaciones petrolíferas submarinas y terrestres en EE UU.

Aunque Obama ha defendido la necesidad de incrementar la producción petrolífera en suelo estadounidense -que se ha disparado durante su primera legislatura-, su Administración se ha mostrado reticente a que eso pase por expandir las perforaciones en terrenos de propiedad del Gobierno federal, una condición que los republicanos exigirán al presidente a cambio de contar con su apoyo en el Congreso. La propuesta de presupuesto que el martes pasado presentó el republicano Paul Ryan en la Cámara de Representantes contempla un incremento de los ingresos federales procedente, precisamente, de la extensión del número de perforaciones en el país.

El presidente ha defendido su propuesta en un laboratorio pionero en la investigación de tecnología para desarrollo de los coches eléctricos. Obama se erigió en el salvador de la industria automovilística durante su primer mandato gracias a su plan de inversión pública para estimular al sector. Este viernes, el mandatario ha apostado por que en los próximos 10 años, gracias a su fondo, los vehículos de EE UU no dependan exclusivamente del petróleo.

El mandatario, no obstante, no se ha olvidado de los problemas que el paquete millonario de recortes del gasto público, conocido como secuestro, que entró en vigor el pasado 1 de marzo, va a provocar en el sector de la investigación. “No podemos permitir que mientras en China o en Alemania, sus científicos están trabajando e innovando a pleno rendimiento, aquí nos quedemos estancados por culpa de una decisión económica”, se ha lamentado el presidente.

El mandatario ha defendido los logros de su política energética de sus primeros cuatro años de mandato. “Hemos doblado la cantidad de energía eólica y solar. Estamos produciendo más gas natural que nunca, creando cientos de miles de trabajos es ese sector que hablan de esa eficacia”. Sin embargo, no todo el mundo es tan entusiasta como el presidente sobre los resultados y sus decisiones en materia medioambiental. Varias organizaciones ecologistas se han congregado a las puertas del laboratorio en el que ha hablado Obama para recordarle su férrea oposición al megaproyecto de un oleoducto que trasladará crudo de Canadá a las refinerías del Golfo de México y sobre cuya autorización debe pronunciarse el Departamento de Estado en las próximas semanas.

La paralización de ese oleoducto se ha convertido en el caballo de batalla de las organizaciones medioambientales, pero cuenta con el respaldo de muchos congresistas republicanos y demócratas, convencidos de su construcción por la creación de puestos de trabajo y el desarrollo económico que ayudaría a una zona, la del Golfo, muy deprimida tras el desastre del vertido de BP en 2010. Hasta ahora, el presidente ha logrado esquivar la controversia, pero el mes pasado el Departamento de Estado emitió un informe favorable sobre la construcción del oleoducto, en el que se concluía que su impacto medioambiental sería mínimo.

[Kaprak63]

Hay que estar muy atentos a los acontecimientos energéticos que se van a suceder en USA en los años venideros.

El futuro cambio de paradigma se está dando allí y hay que recordar que es la nación más poderosa del mundo, (por ahora) y la mayor consumidora de petróleo. Todo lo que cambie allí puede condicionar los cambios de los países occidentales desarrollados.

Lo que pueda lograr la Administración Obama en esta legislatura puede ser el impulso definitivo para un mundo menos contaminado, menos dependiente de los oligopolios que tienen controlados otros modelos de crecimiento más sostenibles y más descentralizados, etc., pero hace falta que se llegue a una masa crítica en la industria renovable. Si se sobrepasa ese umbral este mundo podría salvarse a tiempo.

http://www.energias-renovables.com/articulo/el-viento-ya-produce-mas-del-10-20130317

El viento ya produce más del 10% de la electricidad en nueve estados de Estados Unidos
ER Domingo, 17 de marzo de 2013



Estados Unidos sigue batiendo todas sus marcas eólicas. En 2012, por primera vez en su historia, la eólica añadió más potencia que ninguna otra tecnología al sistema eléctrico federal. Según los datos que acaba de publicar la American Wind Energy Association, ya son nueve los estados de la Unión en los que el viento genera más del 10% de la electricidad. A escala federal, la energía eólica produjo en Estados Unidos el 3,5% de la electricidad que consumió la gran nación del norte de América.

Iowa (24,5%) y Dakota del Sur (23,9%) son los estados en los que es mayor el porcentaje de electricidad eólica (sobre el total de la electricidad consumida). A continuación, se sitúan Dakota del Norte (14,7%) y Minnesota (14,3%). Además, otros cinco estados (Kansas, Colorado, Idaho, Oklahoma y Oregón) superan el 10%. Según la American Wind Energy Association, la diversidad geográfica y la abundancia de las instalaciones eólicas estadounidenses es reflejo de los generosos recursos eólicos de los que disfruta el país: "en un estudio publicado en 2010 -añade AWEA-, el Laboratorio Nacional de la Energía Renovable [National Renewable Energy Laboratory] evaluó en más de 10 millones de megavatios el recurso eólico de los Estados Unidos, potencial suficiente como para suministrar energía equivalente a diez veces el total de las necesidades de electricidad de la nación". Más aún: según AWEA, "de hecho, 25 estados tienen suficiente potencial eólico como para suministrar tanta electricidad como la que actualmente está siendo generada en ellos a partir de todo tipo de fuentes de energía".

Multimillonarias inversiones de capital privado
El año 2012 ha sido el ejercicio durante el cual más potencia eólica ha sido instalada en toda la historia: 13.124 MW, según datos de AWEA. Las inversiones asociadas a esa nueva potencia (inversión privada, especifica AWEA) se han elevado por encima de los 25.000 millones de dólares. Actualmente la potencia eólica instalada en el país supera los 60.000 MW. Texas (foto) cuenta con el parque eólico estatal más potente: 12.000 megas (el 9,2% de la electricidad que consumió el año pasado salió del viento, según AWEA). 2012, además, ha sido el año en el que, por primera vez, la tecnología eólica ha añadido al sistema eléctrico federal más megavatios: más que el carbón, la nuclear o el gas, por poner tres ejemplos. Así, y según datos de la patronal americana, el 42% del total de la nueva potencia instalada en los Estados Unidos ha sido eólico (todas las renovables juntas han sumado el 55% del total).

[Kaprak63]

Un poco largo pero muy interesante.

http://www.energias-renovables.com/articulo/anpier-insinua-que-el-gobierno-esta-arruinando-20130314

Anpier insinúa que el gobierno está estrangulando al sector FV para que quiebre y caiga en manos de Iberdrola
Antonio Barrero F.Jueves, 14 de marzo de 2013


La Asociación Nacional de Productores e Inversores de Energías Renovables ha difundido hoy un comunicado en el que anuncia que se entrevistará la semana que viene con el comisario europeo de Energía, Günther Oettinger. Anpier tiene previsto poner en conocimiento del comisario la "secuencia de acontecimientos" de lo que considera "una estafa de Estado sin precedentes en Europa, que afecta de manera directa a más de 55.000 familias españolas", pequeños productores-inversores particulares que hicieron posible en nuestro país la instalación de casi 5.000 megavatios fotovoltaicos.

La frase "no es una crisis; es una estafa" cobra cada vez más fuerza en el sector energético renovable español, hasta hace muy poco tiempo referente internacional. Y cobra cada vez más fuerza la Teoría de la Estafa porque la legislación aprobada a lo largo de los últimos tres años parece ideada con el único propósito de hundir a un sector que ha reportado a España, por una parte, un prestigio internacional del que ningún otro sector industrial español puede presumir y, por otra, pingües beneficios económicos para el país: todos los balances y estudios macroeconómicos publicados a lo largo de los últimos años revelan, uno tras otro, que los costes del parque renovable español han sido para el país menores (o mucho menores) que los beneficios que ha reportado el sector a la sociedad y al producto interior bruto españoles.

"Una expropiación en toda regla"
Pues bien, a pesar de todo ello, el último Ejecutivo Zapatero y el primero de Rajoy -al abrigo ambos de la crisis- no han hecho otra cosa que legislar retroactivamente para rebajar las primas a las renovables (el PP las eliminó definitivamente en enero de 2012) y, dado que el sector no acababa de morir, diseñar a continuación nuevos impuestos -la Tasa Soria- con los que gravar a un sector que es el único energético que puede presumir de la doble condición de limpio y autóctono. La situación ha llegado a tal extremo que el sector termosolar denunciaba hace apenas unas semanas que las leyes aprobadas en los últimos meses, sumadas todas ellas, han supuesto una merma en sus ingresos de un 33%, "lo cual es una expropiación en toda regla", denunciaba en Madrid en febrero el secretario general de la patronal termosolar, Luis Crespo.

"Estamos en la ruina"
Otro sector renovable, el eólico, anunciaba precisamente hoy que, con la entrada en vigor de los últimos decretos, la prima unitaria por kilovatio hora generado en un parque (incentivo que cobra el productor de energías renovables por reducir la dependencia energética y las emisiones contaminantes) ha bajado nada más y nada menos que un 21,4%. El sector FV va más allá, y habla de un recorte en los ingresos -suma del recorte retroactivo de las primas y los nuevos impuestos- que se elevaría casi al doble: "estamos en la ruina; nos han reducido en un 40% los ingresos: eso se llama engaño, estafa", decía hace unas semanas el presidente de Anpier, Miguel Ángel Martínez-Aroca. ¿Beneficiarios? Pues, según esta asociación, el Banco Malo, que podría acabar controlando muchas de las huertas solares de las 55.000 familias susodichas.

La quiebra del 80% de estas instalaciones
¿Y quién está detrás del Banco Malo? Pues, entre otros accionistas, Iberdrola, que podría hacerse así con el control de parte del parque fotovoltaico nacional: "la magnitud de los recortes -apunta Anpier- supone la quiebra del 80% de estas instalaciones, todas las que han necesitado financiación para el proyecto, puesto que acumulan unas pérdidas millonarias en los últimos años que los bancos no están ya dispuestos a refinanciar por la volatilidad regulatoria". Una volatilidad cuya autoría corresponde al Ministerio de Industria, "mamporrero de la gran patronal eléctrica Unesa" -al decir de algún analista del sector- y meca de las puertas giratorias (véase lista de próceres públicos que al dejar la administración ficharon -sueldo estratosférico mediante- por esas compañías).

Un histórico de Endesa
Por lo demás, entre los consejeros de la Sociedad de Gestión de Activos procedentes de la Reestructuración Bancaria, que así se llama oficialmente el Banco Malo, uno brilla de modo especial: Rodolfo Martín Villa, político incombustible, de antecedentes ultraderechistas, gobernador civil en Barcelona durante el franquismo, luego ministro, miembro de la ejecutiva nacional del Partido Popular, el hombre que presidiera Endesa cuando esa compañía todavía era parcialmente pública –en un 67%–, el ejecutivo que la condujo hacia su privatización... Rodolfo Martín Villa o epítome de la "transparencia" del sector eléctrico nacional... (véase álbum fotográfico que repasa su brillante trayectoria). Pero estábamos con el comunicado que ha difundido hoy Anpier, comunicado encabezado por un titular contundente y que, por su interés, reproducimos, literalmente, a continuación.

Anpier destapará en Bruselas la estafa de Estado que padecen los productores españoles de Solar FV
«Anpier trasladará a la Comisión Europea la secuencia de acontecimientos de lo que este colectivo de productores españoles de energía solar fotovoltaica consideran una estafa de Estado sin precedentes en Europa, que afecta de manera directa a más de 55.000 familias españolas y a 15 grandes fondos internacionales de inversión, y que en ambos casos han llevado a los tribunales, nacionales los unos e internacionales de arbitraje los otros.

El presidente de Anpier, Martínez-Aroca, ha manifestado su indignación por “el atropello al que se ve sometido su colectivo de productores”, que en el año 2004 con el Partido Popular en el Gobierno y en mayo de 2007 con un ejecutivo socialista pudieron ver cómo, a través del Boletín Oficial del Estado, el Estado español les animaba a destinar sus ahorros o financiar la instalación de plantas de energía solar fotovoltaica a cambio de una “rentabilidad razonable” (RD 661/2007), puesto que se trataba de implementar unas tecnologías innovadoras y caras, pero necesarias para cumplir con los objetivos de reducción del CO2 a los que nuestro país se obliga como miembro de la Unión Europea y firmante del Tratado de Kioto.

El objetivo era alcanzar los 1.500 MW de potencia fotovoltaica pero, sorprendentemente, a causa de una flagrante falta de control y supervisión por parte de la Administración, se superó el número de megavatios instalados. Este exceso de potencia instalada es precisamente el argumento utilizado por la propia Administración, que promovió y no supervisó el proceso, para recortar hasta en un 40% los ingresos que deberían percibir los productores a través de una sucesión de normas de carácter retroactivo. La magnitud de los recortes supone la quiebra del 80% de estas instalaciones, todas las que han necesitado financiación para el proyecto, puesto que acumulan unas pérdidas millonarias en los últimos años que los bancos no están ya dispuestos a refinanciar por la volatilidad regulatoria.

Tras promover, no supervisar y asfixiar a 55.000 pequeños productores, que, integrados en la mayoría de los casos en excelentes plantas fotovoltaicas de varios megas de potencia, la Administración va a facilitar la liquidación de estos activos a través de la Sociedad de Gestión de Activos Inmobiliarios procedentes de la Restructuración Bancaria (Sareb), conocido como el Banco Malo, en el que casualmente está como destacado accionista alguna gran eléctrica, que sí sabrá gestionar con gran rentabilidad dicha potencia solar una vez que la obtengan libres de las cargas que ya asumieron los propietarios primeros, ahora ciudadanos arruinados.

El colectivo de renovables español está sufriendo, además, una campaña de desprestigio inconcebible en cualquier país desarrollado que aspire a construir un modelo energético seguro y sostenible, hasta el punto de que se le ha llegado a responsabilizar públicamente de ser culpable del déficit de tarifa para lograr una opinión púbica favorable a la estrategia de acoso y derribo, cuando la propia Comisión Europea ha subrayado que ese déficit es fruto de "una competencia insuficiente en el sector energético que ha contribuido a la constitución del déficit tarifario al favorecer una compensación excesiva de algunas infraestructuras, tales como centrales nucleares".

En 2012, un año catastrófico para la economía y para el conjunto de la sociedad española, las compañías eléctricas ganaron 6.316 millones de euros y se han internacionalizado gracias a los elevados precios que logran por la energía. Estas empresas acumulan en los últimos diez años 49.652 millones de euros en ganancias, frente a los 30.000 millones de déficit de tarifa acumulados durante este mismo periodo y que adeudamos los españoles a estas empresas. Todo ello, a pesar de que el precio de la luz se nos ha incrementado en un 81,4 % en los últimos diez años.

Martinez-Aroca mantiene una relación permanente con la Comisión Europea y con el Comisario de Energía, con el que se reúne por segunda vez en los últimos diez meses, el presidente de Anpier ha manifestado que “es triste que suframos una situación de atropello de este calado y que sólo nos atiendan en Europa, mientras que se nos cierran las puestas en nuestra propia casa. Tanto el Comisario Oettinger como la dirección general de Energía de la UE nos escuchan y hacen seguimiento de nuestra situación; mientras que el gobierno español se dedica a culparnos públicamente de todos los males del sistema y medir la concatenación de recortes para entregar nuestras plantas a una gran eléctrica en el momento preciso”.

Por otra parte, afirma Martínez-Aroca, “es interminable la lista de exministros y altos cargos de las administraciones que toman decisiones favorables a determinadas empresas que operan en sectores regulados y luego pasan a formar parte de alguna de estas entidades en calidad de consejeros o asesores a cambio de pingües ingresos anuales. Desde Anpier se considera que esta práctica resulta muy poco estética y pedirá a la Comisión que regule normas más restrictivas para evitar lo que alguno podrían llegar a interpretar como una forma de corrupción normalizada”.

Anpier considera, y así lo trasladará a la Comisión, que la Unión Europea debe asumir el papel que le corresponde, y si en su diagnóstico sobre el sistema eléctrico español percibe como manifiesta falta de competencia, debería adoptar decisiones encaminadas a restablecer las condiciones idóneas de mercado, para combatir una situación cuyas consecuencias están resultando lesivas tanto para el sistema energético español, como para los ciudadanos españoles y para el preocupante déficit que año tras años engrosa el estado español. Igualmente, en cumplimiento de su deber de garantizar la seguridad jurídica del mercado comunitario, debería pronunciarse de manera clara y sin ambages a este respecto y sobre las graves consecuencias que acarrea para un Estado la adopción de normas retroactivas»

[Republik]

La entrada masiva de los EEUU en las renovables augura una rapidísima subida por la curva de aprendizaje en lo que queda por mejorar (la termosolar, que allí tiene potencial y proyectos en marcha) y seguramente incentivos para mayores mejoras en la FV, que ya está muy bien situada para masificarse y poder competir con la generación concentrada (un modelo que se cae a pedazos). Quizá en no mucho tiempo el negocio eléctrico se apoye más en la smart grid con sus sistemas de compensación entre pequeños y medianos nodos, que en lo que conocemos actualmente.

A ver por dónde se meten nuestras eléctricas su enorme parque de ciclos combinados y ojo al carbón, que puede ser de lo primero en morir (y entonces infraestructuras nuevas como el puerto de Gijón tendrán que buscar la reconversión).

[Cría cuervos...]

El oleoducto al que hace referencia el post de kaprak es el Keystone XL, que une los yacimientos de Canada con las refinerías del Golfo de Méjico. Hay manifestaciones por todo el país y está cuestionando la verdadera voluntad del presidente por las renovables y la eficiencia energética (ya no sólo por las implicaciones medioambientales sino también por los recursos económicos que drenaría a la transición energética):

http://internacional.elpais.com/internacional/2013/03/15/actualidad/1363374553_885846.html
http://www.nationofchange.org/keystone-xl-pipeline-europe-1314197589



    A Presidential Decision That Could Change the World
    The Strategic Importance of Keystone XL
    By Michael T. Klare

    Presidential decisions often turn out to be far less significant than imagined, but every now and then what a president decides actually determines how the world turns. Such is the case with the Keystone XL pipeline, which, if built, is slated to bring some of the “dirtiest,” carbon-rich oil on the planet from Alberta, Canada, to refineries on the U.S. Gulf Coast.  In the near future, President Obama is expected to give its construction a definitive thumbs up or thumbs down, and the decision he makes could prove far more important than anyone imagines.  It could determine the fate of the Canadian tar-sands industry and, with it, the future well-being of the planet.  If that sounds overly dramatic, let me explain.

    Sometimes, what starts out as a minor skirmish can wind up determining the outcome of a war -- and that seems to be the case when it comes to the mounting battle over the Keystone XL pipeline. If given the go-ahead by President Obama, it will daily carry more than 700,000 barrels of tar-sands oil to those Gulf Coast refineries, providing a desperately needed boost to the Canadian energy industry. If Obama says no, the Canadians (and their American backers) will encounter possibly insuperable difficulties in exporting their heavy crude oil, discouraging further investment and putting the industry’s future in doubt.

    The battle over Keystone XL was initially joined in the summer of 2011, when environmental writer and climate activist Bill McKibben and 350.org, which he helped found, organized a series of non-violent anti-pipeline protests in front of the White House to highlight the links between tar sands production and the accelerating pace of climate change. At the same time, farmers and politicians in Nebraska, through which the pipeline is set to pass, expressed grave concern about its threat to that state’s crucial aquifers. After all, tar-sands crude is highly corrosive, and leaks are a notable risk.

    In mid-January 2012, in response to those concerns, other worries about the pipeline, and perhaps a looming presidential campaign season, Obama postponed a decision on completing the controversial project.  (He, not Congress, has the final say, since it will cross an international boundary.)  Now, he must decide on a suggested new route that will, supposedly, take Keystone XL around those aquifers and so reduce the threat to Nebraska’s water supplies.

    Ever since the president postponed the decision on whether to proceed, powerful forces in the energy industry and government have been mobilizing to press ever harder for its approval. Its supporters argue vociferously that the pipeline will bring jobs to America and enhance the nation’s “energy security” by lessening its reliance on Middle Eastern oil suppliers. Their true aim, however, is far simpler: to save the tar-sands industry (and many billions of dollars in U.S. investments) from possible disaster.

    Just how critical the fight over Keystone has become in the eyes of the industry is suggested by a recent pro-pipeline editorial in the trade publication Oil & Gas Journal:

    “Controversy over the Keystone XL project leaves no room for compromise. Fundamental views about the future of energy are in conflict. Approval of the project would acknowledge the rich potential of the next generation of fossil energy and encourage its development. Rejection would foreclose much of that potential in deference to an energy utopia few Americans support when they learn how much it costs.”

    Opponents of Keystone XL, who are planning a mass demonstration at the White House on February 17th, have also come to view the pipeline battle in epic terms. “Alberta’s tar sands are the continent’s biggest carbon bomb,” McKibben wrote at TomDispatch. “If you could burn all the oil in those tar sands, you’d run the atmosphere’s concentration of carbon dioxide from its current 390 parts per million (enough to cause the climate havoc we’re currently seeing) to nearly 600 parts per million, which would mean if not hell, then at least a world with a similar temperature.” Halting Keystone would not by itself prevent those high concentrations, he argued, but would impede the production of tar sands, stop that “carbon bomb” from further heating the atmosphere, and create space for a transition to renewables. “Stopping Keystone will buy time,” he says, “and hopefully that time will be used for the planet to come to its senses around climate change.”

    A Pipeline With Nowhere to Go?

    Why has the fight over a pipeline, which, if completed, would provide only 4% of the U.S. petroleum supply, assumed such strategic significance? As in any major conflict, the answer lies in three factors: logistics, geography, and timing.

    Start with logistics and consider the tar sands themselves or, as the industry and its supporters in government prefer to call them, “oil sands.” Neither tar nor oil, the substance in question is a sludge-like mixture of sand, clay, water, and bitumen (a degraded, carbon-rich form of petroleum). Alberta has a colossal supply of the stuff -- at least a trillion barrels in known reserves, or the equivalent of all the conventional oil burned by humans since the onset of commercial drilling in 1859.  Even if you count only the reserves that are deemed extractible by existing technology, its tar sands reportedly are the equivalent of 170 billion barrels of conventional petroleum -- more than the reserves of any nation except Saudi Arabia and Venezuela. The availability of so much untapped energy in a country like Canada, which is private-enterprise-friendly and where the political dangers are few, has been a magnet for major international energy firms. Not surprisingly, many of them, including ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, and Royal Dutch Shell, have invested heavily in tar-sands operations.
Tar sands, however, bear little resemblance to the conventional oil fields which these companies have long exploited. They must be treated in various energy-intensive ways to be converted into a transportable liquid and then processed even further into usable products. Some tar sands can be strip-mined like coal and then “upgraded” through chemical processing into a synthetic crude oil -- SCO, or “syncrude.” Alternatively, the bitumen can be pumped from the ground after the sands are exposed to steam, which liquefies the bitumen and allows its extraction with conventional oil pumps. The latter process, known as steam-assisted gravity drainage (SAGD), produces a heavy crude oil.  It must, in turn, be diluted with lighter crudes for transportation by pipeline to specialized refineries equipped to process such oil, most of which are located on the Gulf Coast.

Extracting and processing tar sands is an extraordinarily expensive undertaking, far more so than most conventional oil drilling operations. Considerable energy is needed to dig the sludge out of the ground or heat the water into steam for underground injection; then, additional energy is needed for the various upgrading processes. The environmental risks involved are enormous (even leaving aside the vast amounts of greenhouse gases that the whole process will pump into the atmosphere). The massive quantities of water needed for SAGD and those upgrading processes, for example, become contaminated with toxic substances.  Once used, they cannot be returned to any water source that might end up in human drinking supplies -- something environmentalists say is already occurring.  All of this and the expenses involved mean that the multibillion-dollar investments needed to launch a tar-sands operation can only pay off if the final product fetches a healthy price in the marketplace.

And that’s where geography enters the picture.  Alberta is theoretically capable of producing five to six million barrels of tar-sands oil per day.  In 2011, however, Canada itself consumed only 2.3 million barrels of oil per day, much of it supplied by conventional (and cheaper) oil from fields in Saskatchewan and Newfoundland.  That number is not expected to rise appreciably in the foreseeable future. No less significant, Canada’s refining capacity for all kinds of oil is limited to 1.9 million barrels per day, and few of its refineries are equipped to process tar sands-style heavy crude. This leaves the producers with one strategic option: exporting the stuff.

And that’s where the problems really begin. Alberta is an interior province and so cannot export its crude by sea. Given the geography, this leaves only three export options: pipelines heading east across Canada to ports on the Atlantic, pipelines heading west across the Rockies to ports in British Columbia, or pipelines heading south to refineries in the United States.

Alberta’s preferred option is to send the preponderance of its tar-sands oil to its biggest natural market, the United States. At present, Canadian pipeline companies do operate a number of conduits that deliver some of this oil to the U.S., notably the original Keystone conduit extending from Hardisty, Alberta, to Illinois and then southward to Cushing, Oklahoma. But these lines can carry less than one million barrels of crude per day, and so will not permit the massive expansion of output the industry is planning for the next decade or so.

In other words, the only pipeline now under development that would significantly expand Albertan tar-sands exports is Keystone XL.  It is vitally important to the tar-sands producers because it offers the sole short-term -- or possibly even long-term -- option for the export and sale of the crude output now coming on line at dozens of projects being developed across northern Alberta.  Without it, these projects will languish and Albertan production will have to be sold at a deep discount -- at, that is, a per-barrel price that could fall below production costs, making further investment in tar sands unattractive. In January, Canadian tar-sands oil was already selling for $30-$40 less than West Texas Intermediate (WTI), the standard U.S. blend.

The Pipelines That Weren’t

Like an army bottled up geographically and increasingly at the mercy of enemy forces, the tar-sands producers see the completion of Keystone XL as their sole realistic escape route to survival.  “Our biggest problem is that Alberta is landlocked,” the province’s finance minister Doug Horner said in January. “In fact, of the world’s major oil-producing jurisdictions, Alberta is the only one with no direct access to the ocean. And until we solve this problem... the [price] differential will remain large.”

Logistics, geography, and finally timing. A presidential stamp of approval on the building of Keystone XL will save the tar-sands industry, ensuring them enough return to justify their massive investments. It would also undoubtedly prompt additional investments in tar-sands projects and further production increases by an industry that assumed opposition to future pipelines had been weakened by this victory.

A presidential thumbs-down and resulting failure to build Keystone XL, however, could have lasting and severe consequences for tar-sands production. After all, no other export link is likely to be completed in the near-term. The other three most widely discussed options -- the Northern Gateway pipeline to Kitimat, British Columbia, an expansion of the existing Trans Mountain pipeline to Vancouver, British Columbia, and a plan to use existing, conventional-oil conduits to carry tar-sands oil across Quebec, Vermont, and New Hampshire to Portland, Maine -- already face intense opposition, with initial construction at best still years in the future.

The Northern Gateway project, proposed by Canadian pipeline company Enbridge, would stretch from Bruderheim in northern Alberta to Kitimat, a port on Charlotte Sound and the Pacific.  If completed, it would allow the export of tar-sands oil to Asia, where Canadian Prime Minister Stephen Harper sees a significant future market (even though few Asian refineries could now process the stuff).  But unlike oil-friendly Alberta, British Columbia has a strong pro-environmental bias and many senior provincial officials have expressed fierce opposition to the project. Moreover, under the country’s constitution, native peoples over whose land the pipeline would have to travel must be consulted on the project -- and most tribal communities are adamantly opposed to its construction.

Another proposed conduit -- an expansion of the existing Trans Mountain pipeline from Edmonton to Vancouver -- presents the same set of obstacles and, like the Northern Gateway project, has aroused strong opposition in Vancouver.

This leaves the third option, a plan to pump tar-sands oil to Ontario and Quebec and then employ an existing pipeline now used for oil imports. It connects to a terminal in Casco Bay, near Portland, Maine, where the Albertan crude would begin the long trip by ship to those refineries on the Gulf Coast. Although no official action has yet been taken to allow the use of the U.S. conduit for this purpose, anti-pipeline protests have already erupted in Portland, including one on January 26th that attracted more than 1,400 people.

With no other pipelines in the offing, tar sands producers are increasing their reliance on deliveries by rail.  This is producing boom times for some long-haul freight carriiers, but will never prove sufficient to move the millions of barrels in added daily output expected from projects now coming on line.

The conclusion is obvious: without Keystone XL, the price of tar-sands oil will remain substantially lower than conventional oil (as well as unconventional oil extracted from shale formations in the United States), discouraging future investment and dimming the prospects for increased output.  In other words, as Bill McKibben hopes, much of it will stay in the ground.

Industry officials are painfully aware of their predicament.  In an Annual Information Form released at the end of 2011, Canadian Oil Sands Limited, owner of the largest share of Syncrude Canada (one of the leading producers of tar-sands oil) noted:

“A prolonged period of low crude oil prices could affect the value of our crude oil properties and the level of spending on growth projects and could result in curtailment of production... Any substantial and extended decline in the price of oil or an extended negative differential for SCO compared to either WTI or European Brent Crude would have an adverse effect on the revenues, profitability, and cash flow of Canadian Oil Sands and likely affect the ability of Canadian Oil Sands to pay dividends and repay its debt obligations.”

The stakes in this battle could not be higher.  If Keystone XL fails to win the president’s approval, the industry will certainly grow at a far slower pace than forecast and possibly witness the failure of costly ventures, resulting in an industry-wide contraction.  If approved, however, production will soar and global warming will occur at an even faster rate than previously projected. In this way, a presidential decision will have an unexpectedly decisive and lasting impact on all our lives.

http://www.tomdispatch.com/blog/175648/: