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AES Dominicana anunció que puso en línea 20 MW de nuevos sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías en dos sitios de la República Dominicana, que desempeñaron un papel clave en el mantenimiento de la fiabilidad de la red en septiembre cuando los huracanes Irma y María azotaron la isla. Los dos sistemas de 10 MW, que fueron suministrados por AES Energy Storage, son los primeros de su tipo en América Central y el Caribe. Ubicados en sitios en la región de Santo Domingo, ambos sistemas están brindando servicios críticos de fiabilidad de la red para la isla al mejorar la eficiencia y contribuir a la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional interconectado de la República Dominicana (SENI).

AES Dominicana está utilizando sus sistemas de almacenamiento de energía DDP Advancion de Andrés y Los Mina para proporcionar un control de frecuencia rápido y preciso a la red dominicana, equilibrando las variaciones segundo a segundo entre la electricidad consumida y la producida. Al agregar almacenamiento de energía en lugar de utilizar las centrales térmicas existentes para mantener la frecuencia, el operador de la red dominicana puede habilitar las centrales eléctricas de la isla para que funcionen a su nivel de generación más eficiente, mientras los sistemas de baterías absorben y descargan energía en la red según sea necesario. Los 20 MW de almacenamiento de energía de AES Dominicana brindan servicios de respuesta crítica y fiabilidad crítica que de otra manera serían ejecutados por una central eléctrica térmica tradicional de un tamaño tres veces mayor.

En septiembre de 2017, el operador de la red dominicana puso a prueba las dos sistemas de almacenamiento de energía: pidiendo a AES Dominicana que las mantuviera en línea y operativas para garantizar la fiabilidad de la red, ya que dos huracanes, Irma y María, se acercaron a la isla. Ambos sistemas de almacenamiento de energía realizaron más del doble de la cantidad de trabajo durante las tormentas que de forma normal, ayudando a mantener la red dominicana operando durante las condiciones de huracanes categoría 3 y 4, incluso cuando casi el 40% y el 55% de las centrales eléctricas de la isla se desconectaron durante los huracanes Irma y Maria, respectivamente.

Desde el suministro diario de servicios de equilibrio y de potencia pico flexible hasta hacer que las redes insulares sean más resistentes frente a fenómenos meteorológicos extremos, el almacenamiento de energía avanzado puede proporcionar a las empresas insulares el recurso flexible crítico y rentable que necesitan para proporcionar energía fiable a sus comunidades.

Con el foco puesto en las amenazas a la seguridad de la red, la creciente y cambiante demanda energética y la gradual complejidad de la red a medida que aparecen las fuentes de energía distribuida, la ingeniería y control de la subestación es clave para los responsables de operar y proteger las infraestructuras de energía críticas. La nueva tecnología de edge control de Schneider Electric, EcoStruxure Substation Operation, disfruta de una posición de referencia en la búsqueda de la vanguardia en seguridad, simplicidad e interoperabilidad para la red de distribución.

En el corazón de las redes de transmisión y distribución, EcoStruxure Subestation Operation da prioridad a la continuidad de suministro mientras protege a las personas y la infraestructura. Además, realiza un enlace crítico entre los equipos de red conectados, las aplicaciones, el software de análisis y los servicios que convierten los datos en información útil y práctica. Estas ideas preparan el camino para una mayor eficiencia de la red, minimizando las interrupciones, permitiendo la planificación de respuesta situacional, la supervisión de condiciones y la gestión de rendimiento de los activos.

 

Sin duda, la subestación digital es el escenario principal para una eficiencia avanzada de la red eléctrica,” dice Jérôme de Parscau, Senior Vicepresidente de Energy Digital Solutions de Schneider Electric. “Esto incluye una solución integral de ciberseguridad, la integración y comunicación de diferentes dispositivos y sistemas, unas conexiones optimizadas con la sala de control y una capacidad única para la gestión optimizada de activos.

Entrando a formar parte del amplio entorno del IoT, junto con el el galardonado Sistema de Gestión de Distribución Avanzado (ADMS – Advanced Distribution Management System) de Schneider Electric, EcoStruxure Digital Operation forma parte de la exhaustiva arquitectura EcoStruxure Grid, en dónde la compañía continua desarrollando y potenciando los avances en IoT.
Ecostruxure Subestation operation de Schneiner Electric es la evolución verdaderamente digital de la tecnología PACiS, la solución reconocida para la automatización de subestaciones, transformando las subestaciones en centros de datos para los sistemas de las compañías eléctricas, incluyendo las operaciones de red y la gestión de rendimiento de activos.

EcoStruxure Substation Operation:

– Se basa en una adquisición moderna de datos que hace que la información sea visible para los equipos de las compañías eléctricas en cualquier lugar y en cualquier momento en sus dispositivos móviles gracias a las aplicaciones Smart Suite asociadas.
– Ofrece compatibilidad multidimensional de interoperabilidad con IEC 61850 edición 2 y cuenta con el soporte de EcoStruxure Grid Engineering Advisor para tareas avanzadas de ingeniería y modelado.
– Contribuye a mejorar la resistencia del sistema, asegurando una continuidad operativa, una imagen corporativa positiva y el cumplimiento de la normativa.

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El Banco Europeo de Inversiones (BEI) y Gas Natural Fenosa han firmado un préstamo por un importe total de 450 M€, que el grupo energético destinará a financiar parte de su negocio de distribución eléctrica y al desarrollo de proyectos de energía renovable en España.

La financiación del BEI contribuirá a hacer posible el plan de inversiones entre 2016-2019 de la distribuidora eléctrica de Gas Natural Fenosa, Unión Fenosa Distribución, para la modernización y extensión de la red de distribución en ocho Comunidades Autónomas españolas: Islas Canarias, Andalucía, Castilla la Mancha, Castilla León, Cataluña, Comunidad de Madrid, Extremadura y Galicia.

 

Asimismo, Gas Natural Fenosa destinará el préstamo del BEI a financiar la construcción, a través de Gas Natural Fenosa Renovables, de once nuevos parques eólicos en las islas de Gran Canaria y Fuerteventura, con una potencia instalada total de 49,6 MW.

En su conjunto, estas inversiones mejorarán el funcionamiento y cobertura de la red de distribución eléctrica del país, lo que redundará en mejoras de eficiencia, servicio y calidad de suministro para los ciudadanos.

Además, los proyectos que desarrolle Gas Natural Fenosa con la financiación del BEI, permitirán la creación de más de 5.000 puestos de trabajo, directos e indirectos, durante su fase de implementación.

La nueva financiación complementa las dos emisiones de bonos por importe de 2.000 M€ a plazos de 7 y 10 años realizadas durante el primer semestre de 2017.

El Banco Europeo de Inversiones (BEI) es la institución de financiación a largo plazo de la Unión Europea cuyos accionistas son sus estados miembros. El BEI facilita la financiación a largo plazo a proyectos e inversión viables con el fin de contribuir al logro de los objetivos de la política de la UE.

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La canciller alemana Angela Merkel y el presidente egipcio Abdel Fattah El-Sisi han inaugurado de forma simbólica la primera fase del megaproyecto de Siemens en Egipto. El acontecimiento supone un hito importante hacia la culminación del proyecto, que disparará la capacidad de generación de energía del país en un 45% cuando esté concluido. Junto con sus socios locales, Orascom Construction y Elsewedy Electric, Siemens batió todos los récords en construcción de modernas centrales eléctricas al conectar 4,8 GW de nueva capacidad con la red en tan solo 18 meses, después de la firma del contrato para el mayor pedido que ha recibido nunca la empresa.

De forma complementaria al megaproyecto, Siemens respalda el desarrollo de una futura mano de obra egipcia altamente cualificada y ha hecho públicos los detalles de un acuerdo de alianza estratégica entre el Ministerio Federal para la Cooperación Económica y el Desarrollo de Alemania (BMZ) y la empresa para financiar la formación laboral en Egipto. El anuncio lo ha hecho Joe Kaeser, presidente y CEO de Siemens AG, en un evento al que acudieron personalidades y líderes empresariales locales.

 

Como parte del acuerdo, Siemens unirá fuerzas con Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH en nombre del BMZ para la creación y el funcionamiento de un centro de formación conjunta, así como para el fortalecimiento de un instituto público egipcio de formación profesional seleccionado. El programa se ha diseñado con arreglo a los objetivos de Egipto descritos en el documento «Egypt Vision 2030» (Visión de Egipto para 2030) para promover el crecimiento económico a largo plazo, crear nuevos puestos de trabajo y aumentar la competitividad de las industrias egipcias.

La formación profesional y el desarrollo de destrezas sobre el terreno son cruciales para estimular el crecimiento local e incrementar las perspectivas de contratación en el sector energético y en otros sectores de la economía. Por ejemplo, tan solo en el sector energético, más de 20.000 obreros y técnicos están contratados en los tres emplazamientos de las centrales eléctricas durante la implementación.

El nuevo centro de formación actuará como proveedor sostenible de formación profesional y específica para el sector, y enriquecerá el acervo de personas con cualificación técnica en el país. Cuando se hayan terminado las instalaciones, los aproximadamente 2.000 m2 con los que contarán, construidos en la zona de Ain Sokhna, permitirán formar a 5.500 técnicos e ingenieros seleccionados durante cuatro años. Estos nuevos profesionales recibirán formación en destrezas avanzadas, como funcionamiento, mantenimiento y reparación en el sector energético, además de una gran variedad de trabajos eléctricos y mecánicos comunes a diversos sectores, y automatización y control, mecatrónica, así como otras áreas de importancia para la economía egipcia.

Las instalaciones, situadas en la zona de desarrollo del nuevo Canal de Suez, ofrecerán lo último en tecnología, simulando condiciones de la «vida real», con diversos cursos de formación y diferentes estrategias para preparar a técnicos e ingenieros en toda la región, dotándoles de destrezas específicas que necesitarán en sus carreras profesionales.

Siemens y GIZ también reforzarán un instituto público de formación profesional, siguiendo el ejemplo del sistema alemán de formación profesional, para satisfacer las demandas profesionales y comerciales en el futuro. A los graduados se les brindará la oportunidad de unirse al centro de formación de BMZ-Siemens y, posteriormente, tendrán la oportunidad de participar en los sectores industriales en expansión en Egipto.

Está previsto que la construcción del centro de formación comience en 2017 y que el centro abra sus puertas en 2018. Siemens es una de las principales instituciones educativas privadas de Alemania, con programas de formación en los que participan 9.000 aprendices y estudiantes universitarios.

Las obras de construcción del megaproyecto de Siemens en Egipto son enormes. Hasta su finalización, se procesarán más de 1.600.000 toneladas de material, incluidas 960.000 t de cemento y 48.000 t de barras de refuerzo. En Beni Suef, han sido necesarios trabajos de excavación masivos para preparar el emplazamiento, retirándose alrededor de 1.750.000 m3 de rocas, lo que equivale al volumen de la pirámide de Giza más pequeña. Cuando se terminen las tres centrales eléctricas, situadas en Beni Suef, la nueva capital y Burullus, está previsto que se conviertan en las mayores centrales eléctricas de ciclo combinado de gas del mundo. En conjunto, las tres centrales eléctricas tendrán una capacidad combinada de 14,4 GW.

Para incrementar la capacidad de la red de transmisión en todo el país, Siemens ha logrado poner en marcha las tres primeras subestaciones que transmitirán la electricidad generada por las tres centrales eléctricas a la red eléctrica de Egipto. Las tres subestaciones (Etay El-Baroud, Maghagha y Kafr El Zayat) estuvieron listas para empezar a funcionar en los 10 meses posteriores a la firma de los contratos, en correspondencia con el plazo de implementación de las centrales eléctricas. En diciembre de 2016, Siemens y El Sewedy Electric T&D firmaron un contrato con Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) para el diseño, construcción, suministro e instalación de seis subestaciones, situadas en las ciudades de Maghagha, Etay El-Baroud, Banha, Wadi El-Natroun, Assiut y Kafr El Zayat. Las subestaciones restantes estarán terminadas y conectadas a la red para finales de diciembre de 2017.

El megaproyecto de Siemens en Egipto también comprende acuerdos de servicio y mantenimiento durante 9 años para las tres centrales eléctricas, a fin de garantizar la fiabilidad, disponibilidad y rendimiento óptimo a largo plazo de las unidades. Las actividades de servicio y mantenimiento estarán respaldadas por productos y ofertas de servicios digitales de Siemens, con acceso a la avanzada analítica de datos de la empresa.

La financiación también ha sido una fuente importante de respaldo para el megaproyecto. El paquete de financiación de la parte de Siemens de los contratos fue estructurado por Siemens Financial Services (SFS) e incluyó también un concepto de garantías personalizadas. La financiación de las partes principales de las actividades de Siemens y sus socios locales en relación con las tres centrales eléctricas la proporcionó un consorcio de bancos internacionales y regionales. Las líneas de crédito están cubiertas en gran medida por agencias de crédito a la exportación.

ABB ha presentado una micro red modular y escalable del tipo “plug and play”, en respuesta a la demanda global creciente de tecnologías flexibles, aplicables a la distribución eléctrica en los países en desarrollo. La micro red se instala en un contenedor y es de coste reducido, adecuada tanto para países desarrollados como para países emergentes, y apta tanto para zonas urbanas como rurales, y ayudará a maximizar el empleo de energías renovables, y a reducir la dependencia de los combustibles fósiles empleados en los generadores.

La innovadora tecnología de ABB con su PowerStore Battery y su sistema de control Microgrid Plus, así como con un servicio remoto basado en la nube, puede suministrar electricidad en áreas remotas y asegurar el suministro eficiente e ininterrumpido a comunidades e industrias, tanto durante los cortes de tensión de red programados como durante los imprevistos.

 

Todos los equipos necesarios para que funcione la micro red: el convertidor y el sistema de control específico de ABB, Microgrid Plus, y las baterías de almacenamiento, se han integrado en un contenedor, para así poder hacer la instalación más rápida y seguramente. El cliente puede elegir la configuración de la micro red para integrar energía solar, eólica, alimentarse de la red principal, o de un generador diésel, dependiendo de las condiciones y de la aplicación.

La micro red modular de ABB es compacta y tiene cuatro variantes pre diseñadas en el rango de 50 a 4.600 kW, para adaptarse a cada necesidad del cliente. Entre las características estándar está la capacidad de funcionamiento conectada a la red o aislada, con una transición sin cortes. Toda la instalación va dentro de un contenedor para facilitar su transporte, su rápida instalación y la puesta en servicio sobre el terreno. El funcionamiento y el mantenimiento se facilitan con un sistema de servicio remoto basado en la nube, lo que constituye otro ejemplo del posicionamiento de ABB como líder tecnológico y pionero, en el impulso de la revolución energética y de la cuarta revolución industrial.

En su objetivo de ampliar el ámbito de su actividad fuera de España, Eiffage Energia está a punto de cumplir un nuevo hito dentro de sus trabajos de infraestructuras eléctricas. Así, la empresa especializada en proyectos integrales de energía, mantenimiento, instalaciones y construcción acaba de finalizar su primera obra en territorio africano, en concreto en la zona sudoeste de Isla Reunión, un departamento de ultramar perteneciente a Francia situado en el océano Índico, al este de Madagascar.

El proyecto, que comenzó el pasado 18 de enero, se ha centrado en la ampliación de la red de transporte eléctrico de la isla gracias a una línea de doble circuito Simplex de 66 kV y aproximadamente 44 km. de extensión. Su ejecución, encargada a la empresa Électricité De France (EDF), se dividió en tres tramos de línea que unirán la subestación de Saint-Paul y la fábrica de Gol de Saint Louis.isla-reunion-2

El tercero de estos tramos, el que comprende la terminal de Saint-Leu y la fábrica de Gol en Saint Louis, fue finalmente adjudicado a Eiffage Energie Transport et Distribution. Por su parte, Eiffage Travaux Publics, otra de las filiales del Grupo Eiffage, ha sido responsable de todos los trabajos de obra civil necesarios en el proyecto.

La participación de Eiffage Energía en la ampliación de la red eléctrica de Isla Reunión ha consistido en el armado e izado con grúas de 45 apoyos y el tendido con helicóptero de conductores y fibra óptica en un total de 12,58 km., para lo que ha contado con el trabajo especializado y la experiencia de un equipo de 25 personas.

Arroyo Bodonal, cooperativa de viviendas sostenibles en Tres Cantos. Obra financiada por Triodos Bank

La consultora Ecofys ha realizado recientemente un estudio para EURIMA, la Asociación Europea de Fabricantes de Aislamientos, en el que se evalúa el papel que pueden desempeñar los edificios energéticamente eficientes en el sistema energético europeo del futuro, dado que estos edificios tienen potencial para reducir costes e incrementar la eficiencia por el lado del suministro.

Actualmente se espera una electrificación del sector de la calefacción, por el crecimiento de las bombas de calor eléctricas para suministrar calefacción (y refrigeración) al stock de edificios de la UE. Esto requerirá de importantes inversiones en las capacidades de producción de electricidad y en el consecuente reforzamiento de la red. Estas inversiones pueden reducirse mediante medidas de eficiencia energética que conducen a una disminución de la demanda energética de los edificios. Por tanto los edificios energéticamente eficientes son beneficiosos para los sistemas energéticos de dos maneras:

Reduciendo la demanda de energía: esto se traduce en una reducción del pico de sistema y una reducción correspondiente en las inversiones en infraestructuras de generación y de red. Además, conduce a una reducción en la cantidad de energía que necesita ser generada y transportada y en última instancia a una reducción de los costes operativos del sistema y las pérdidas relacionadas.

Proporcionando una mayor flexibilidad a la red: la flexibilidad de la demanda de calor se refiere a la capacidad de las bombas de calor para cambiar su funcionamiento sin afectar a los niveles de temperatura de confort en el interior del edificio. Típicamente, los edificios de alta eficiencia energética tienen una mayor capacidad para cambiar la operación de calentamiento en el tiempo, dado que una envolvente de un edificio altamente aislante, tiene la capacidad de mantener la temperatura deseada de la habitación estable durante un período más largo, también cuando el sistema de calefacción está apagado. Este aumento de la flexibilidad puede traducirse en una reducción de la demanda pico y en una reducción de las pérdidas del sistema por la reducción de pérdidas marginales.

El estudio revela (mediante la comparación de la situación en 2050 bajo un escenario de alta eficiencia y otro de baja eficiencia) que un parque de edificios de alta eficiencia energética, a través de la reducción de los picos de carga de las bombas de calor eléctricas y la capacidad de cambiar la demanda de calefacción en el tiempo (ya que los cerramientos de alta eficiencia energética pueden mantener la temperatura ambiente deseada estable durante un período más largo cuando se interrumpe el suministro de energía) tienen la capacidad de reducir significativamente las capacidades pico necesarias y evitar las pérdidas de distribución.

La reducción de la carga pico mediante de la reducción de la demanda de electricidad de las bombas de calor eléctricas debido a edificios energéticamente eficientes es de 57 GW y coincide con la actual capacidad total de producción de electricidad (renovable y no renovable) de Austria y Holanda en su conjunto. El impacto de la eficiencia energética en la flexibilidad de los sistemas de energía conduce a una reducción adicional de la carga pico del sistema energético de la UE de alrededor de 12 GW. Esto representa un límite inferior de los efectos, ya que en realidad los operadores de red tienen que equilibrar la demanda y la oferta no a nivel de la UE, pero si a nivel de fronteras nacionales/regionales (con menos opciones para equilibrar), que se traduce en un mayor ahorro de carga pico a partir de las flexibilidades ganadas.

Además, la gran fluctuación de la creciente participación de la producción de electricidad renovable aumentará aún más la necesidad de flexibilidad por el lado de la demanda. En términos financieros, el ahorro total en el CAPEX en 2050 podría llegar a 73.000 M€ (impacto por la reducción de la demanda de electricidad para bombas de calor eléctricas de edificios altamente eficientes), más un adicional de 16.000 M€ (impacto de una mayor flexibilidad de funcionamiento de las bombas de calor en edificios de alta eficiencia) lo que supone una reducción total del CAPEX de 89.000 M€ en 2050 (y hasta a 153.000 M€ si se considera más límites nacionales/regionales).

Como consecuencia de lo anterior, los edificios energéticamente eficientes (tanto nuevos edificios, como rehabilitaciones profundas) no solo genera beneficios a nivel del propio edificio, sino que puede proporcionar beneficios al nivel de los sistemas eléctricos, apoyando un sistema energético futuro resiliente.

Schneider Electric ha firmado un contrato para suministrar a SEV, el principal proveedor energético en las islas Faroe, una nueva solución que integra la gestión energética completa de la red de generación eléctrica de la isla, su transmisión y las operaciones de distribución. SEV debe suministrar electricidad de manera continua, estable y a bajo coste, mientras se produce una transición a un modelo superior de energías renovables, que reduzca su dependencia del diésel y mantenga la estabilidad y seguridad de la red.

A partir de noviembre de 2014, Schneider Electric desplegará su gama completa de aplicaciones de software avanzadas para microrredes. Entre ellas se incluye SCADA, el Sistema de Gestión y Distribución Avanzada (ADMS), el controlador Power Plant y los sistemas de predicción del clima basados en el sistema PowerHub existente de DONG. El PowerHub crea un programa de gestión optimizado de la energía para la generación local y dar respuesta a la demanda.

Este proyecto permitirá a SEV optimizar los activos de generación y de red, aumentará la generación de la energía renovable en un 80% antes de 2020 mediante la transformación de los recursos energéticos naturales de las Islas Feroe en energía limpia y asequible. Esta gama de aplicaciones integradas construirá una microrred eficiente y sostenible para SEV, que mejorará la planificación de las instalaciones de generación renovable locales, basadas en las previsiones meteorológicas en tiempo real y la gestión de activos para que coincidan los planes de producción con las necesidades reales.

En noviembre de 2012, las Islas Feroe se convirtieron en el primer lugar del mundo donde se utilizó una central eléctrica virtual para recrear el equilibrio en un sistema eléctrico insular, disociando las grandes unidades industriales en menos de un segundo del sistema de alimentación principal, evitando así apagones. SEV y DONG Energy demostraron que las capacidades de Power Hub son un paso importante hacia un nuevo futuro energético, donde las fuentes de energía renovables jugarán un papel mucho más destacado.

La Comisión Europea aprueba la ayuda francesa al programa de investigación SuperGrid para el desarrollo de redes de transmisión eléctrica innovadoras

La Comisión Europea concluyó que la subvención aportada por Francia al Instituto Supergrid para la transición energética para un proyecto de investigación que busca el desarrollo de una nueva generación de redes de transmisión energética a larga distancia cumple con las normas europeas para las ayudas estatales. Promoverá importantes objetivos europeos, como asegurar el suministro energético y proteger el medio ambiente sin distorsionar la competencia indebidamente.

Joaquín Almunia, Vicepresidente de la Comisión responsable de competencia, afirmó: “Asegurar la independencia energética y reducir las emisiones de CO2 en Europa son puntos prioritarios para la Comisión. El proyecto SuperGrid persigue estos objetivos. El proyecto tendrá un innegable impacto científico, mientras que distorsiones en la competencia serán limitadas.”

Las redes SuperGrid utilizarán corriente contínua y alterna de alto voltaje (hasta un millón de voltios) diseñada para la transmisión de energía a gran escala de fuentes renovables, muchas de ellas off-shore, situadas lejos de los centros de consumo. Estas redes, junto con instalaciones de almacenamiento flexibles, harán posible gestionar la naturaleza de las renovables y asegurarán la estabilidad de la red y su seguridad.

En 2013 Francia dio a conocer sus planes de subvencionar con 86,6 millones de euros la “start-up” SAS SuperGrid, fundada para administrar la colaboración público-privada creada para este propósito. La Comisión revisó la compatibilidad de la ayuda con sus directrices para las ayudas a la I+D+i, adoptadas en mayo de 2014.

El trabajo en I+D será necesario en la transmisión de enegía a larga distancia (incluyendo una nueva generación de cables), nuevos transformadores y tecnologías de almacenamiento y estabilización. La experiencia de varios participantes (seis públicos y seis privados) será aprovechada para desarrollar las tecnologías de la Supergrid. Si los proyectos de I+D demuestran su éxito, se venderán las patentes a las empresas interesadas bajo condiciones de mercado.

La Comisión conluyó que el proyecto SuperGrid sufrió los fallos del mercado, justificando el uso de ayudas públicas y que estas ayudas supondrán el incentivo necesario y suficiente para las empresas para cambiar su comportamiento y llevar a cabo un proyecto que de otro modo no habrían acometido. Dada la apertura de los mercados tecnológicos y la posibilidad de explotación de los derechos de propiedad intelectual que se deriven del proyecto, no habría riesgo de distorsionar la competencia.

La planta piloto power to gas (P2G) de E.ON situada en Falkenhagen, al este de Alemania, ha confirmado su gran rendimiento en su primer año de funcionamiento, inyectando más de dos millones de kWh de hidrógeno en la red de suministro de gas. La planta de Falkenhagen utiliza electricidad de origen renovable para alimentar equipos de electrolisis que transforman el agua en hidrógeno. Éste a su vez se inyecta en el sistema de distribución de gas natural.
Con una capacidad de dos megavatios, puede producir hasta 360 metros cúbicos de hidrógeno por hora. La energía al-macenada se convierte en parte del suministro de gas natural y se puede utilizar para calefacción, aplicaciones industriales, para áreas como la movilidad, y en la generación de energía. E.ON proporciona parte de su producción de hidrógeno en Falken-hagen a su socio en el proyecto, Swissgas AG, y también lo ofrece a sus clientes resi-denciales a través de su producto “E.ON WindGas”.


“Falkenhagen nos ha proporcionado una valiosa experiencia que nos ayudará a perfeccionar múltiples aspectos de la tecnología de conversión de energía en gas, desde la forma de desarrollar el proceso de aprobaciones regulatorias para construir y operar plantas P2G, hasta la comercialización de su producción de hidrógeno. Tras un solo año, podemos decir que P2G tiene un gran potencial. Vemos incluso oportunidades a corto plazo para aplicaciones comerciales en áreas como la movilidad“, ha de-clarado Ingo Luge, CEO en Alemania de E.ON.
Con una capacidad de dos megavatios, puede producir hasta 360 metros cúbicos de hidrógeno por hora. La energía al-macenada se convierte en parte del suministro de gas natural y se puede utilizar para calefacción, aplicaciones industriales, para áreas como la movilidad, y en la generación de energía. E.ON proporciona parte de su producción de hidrógeno en Falken-hagen a su socio en el proyecto, Swissgas AG, y también lo ofrece a sus clientes resi-denciales a través de su producto “E.ON WindGas”.

E.ON está construyendo una segunda planta piloto P2G en Reitbrook, a las afueras de Hamburgo. El propósito de esta unidad, que entrará en funcionamiento en 2015, es optimizar el proceso de transformación gracias a equipos de electrólisis más com-pactos y eficientes.

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