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demanda de electricidad

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Santiago del Monte. 29/06/2018. Inauguracion del nuevo punto de recarga de EdP para vehiculos electricos en el Aeropuerto de Asturias. Foto: Daniel Mora.

Los usuarios de los puntos de recarga para vehículos eléctricos de EDP han recargado un total de 61.300 kWh entre enero y mayo, el equivalente al consumo medio anual de más de 15 hogares. Esta cifra es un 90% superior a la registrada durante todo 2018, cuando recargaron 32.000 kWh, y responde a la instalación progresiva de nuevos puntos de recarga a lo largo del año pasado.

Con la energía recargada en los primeros cinco meses del año, los usuarios han podido recorrer más de 400.000 km con vehículos eléctricos. Al ser vehículos cero emisiones, han evitado la emisión de más de 50 T de CO2 a la atmósfera, en relación a los de combustión.

EDP cuenta con más de 100 puntos en funcionamiento, que están distribuidos entre Asturias, Cantabria, País Vasco, Madrid y Comunidad Valenciana. La compañía continúa trabajando para ampliar esta red con nuevas instalaciones tanto en entornos urbanos como en las cercanías de vías rápidas.

Dentro de esta amplia red destaca Gijón, que cuenta con 20 instalaciones, lo que la convierte en la ciudad de referencia en movilidad eléctrica del norte de España.

La digitalización es una de las claves de la movilidad eléctrica. La compañía dispone de una plataforma web y de una aplicación móvil para que cualquier usuario pueda operar los puntos y realizar las recargas. También pueden conocer la ubicación de los puntos, la distancia hasta ellos, su disponibilidad y tipo de conectores, entre otras funcionalidades.

El vehículo eléctrico es el único 0% emisiones y no genera contaminación acústica. Además, su eficiencia es tres veces superior a la de los de combustión y, en cuanto al precio de la recarga, el ahorro llega hasta el 90% en comparación con los coches tradicionales.

Proyecto Cirve
La compañía ha completado la instalación de los puntos de recarga que tenía asignados dentro del proyecto europeo Cirve (Corredores Ibéricos de Infraestructura de Recarga Rápida de Vehículos Eléctricos). Es el primer socio del proyecto que completa la instalación.

Este proyecto, que cuenta con fondos públicos europeos del programa CEF Transport, contempla la puesta en marcha en España de 40 puntos, de los cuales 25 son nuevos y 15 adaptados. EDP ha instalado cinco en total, tres en País Vasco, uno en Asturias y otro en Madrid.

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Para dar comienzo a la Global Wind Summit, Siemens Gamesa Renewable Energy (SGRE) celebrará la ceremonia de finalización de su instalación de almacenamiento de energía térmica y eléctrica (ETES) en Hamburg-Altenwerder. Con este innovador sistema de almacenamiento, Siemens Gamesa responde a uno de los desafíos clave a los que se enfrenta la transición energética: cómo hacer que la oferta y la demanda de electricidad a partir de energías renovables sea más flexible. La instalación puede almacenar hasta 30 MWh de energía y ofrece una escalabilidad máxima a un bajo coste de inversión. La instalación piloto se encuentra actualmente en fase final de construcción, y todos los edificios y componentes principales de la instalación de almacenamiento ya se han completado.

La instalación de almacenamiento, capaz cubrir las necesidades diarias de energía de 1.500 hogares alemanes, se pondrá en marcha en 2019. Científicos del Instituto de Dinámica de Fluidos Térmicos de la Universidad Técnica de Hamburgo y el proveedor de energía Hamburg Energie han participado en la desarrollo. Hamburg Energie venderá la energía almacenada en los mercados energéticos. El proveedor municipal de energía de Hamburgo desarrolló una plataforma de TI a la que está conectada la unidad de almacenamiento. La plataforma garantiza que se obtenga el máximo posible de ganancias mediante un uso optimizado de almacenamiento. El Ministerio Federal de Economía y Energía está promoviendo el desarrollo de almacenamiento como parte del proyecto Future Energy Solutions.

Las energías renovables están disponibles en grandes cantidades cuando hay mucho viento y sol, a menudo más de lo que las redes eléctricas pueden transportar hoy en día. Las instalaciones de almacenamiento se utilizan para compensar períodos de baja producción, por ejemplo, cuando hay una pausa o está oscuro. Sin embargo, muchas instalaciones de almacenamiento tienen capacidades limitadas o las tecnologías de almacenamiento son demasiado caras. Con ETES, Siemens Gamesa ha desarrollado una instalación de almacenamiento que reduce los costes de construcción y operación de mayores capacidades de almacenamiento a una fracción del nivel habitual para el almacenamiento en baterías. En uso comercial, la tecnología puede almacenar energía a un coste de menos de 10 cent€/kWh.

El principio térmico simple de la instalación de almacenamiento se basa en componentes conocidos, combinados de forma diferente. Por ejemplo, los ventiladores y los elementos de calefacción de fabricación en serie se utilizan para convertir energía eléctrica en un flujo de aire caliente. Lo mismo se aplica a la reconversión: una caldera de vapor altamente dinámica de Siemens se utiliza en serie con una turbina de vapor para producir electricidad al final de la cadena de almacenamiento. Siemens Gamesa ha invertido la mayor parte de la investigación en el contenedor aislante, lleno de una roca de relleno, el núcleo de la innovación. En este proyecto de investigación, el equipo de Siemens Gamesa investigó los principios de dinámica de fluidos y dinámica de la tecnología de almacenamiento de material a granel. Sus hallazgos permiten escalar a la escala actual.

Una opción muy interesante de esta tecnología es convertir las centrales térmicas retiradas en instalaciones de almacenamiento de energía renovable de alto rendimiento y bajo coste. Con esta segunda opción, la mayoría de los componentes, como la conexión a la red, las turbinas y los generadores, se pueden seguir utilizando.

Después de extensas pruebas, la nueva instalación de almacenamiento entrará en operación regular en asociación con Hamburg Energie GmbH.

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Un nuevo análisis de la AIE muestra la necesidad urgente de mejorar la eficiencia de la refrigeración ya que la demanda mundial de energía para aire acondicionado se triplicará para 2050

El creciente uso de aires acondicionados en hogares y oficinas en todo el mundo será uno de los principales impulsores de la demanda mundial de electricidad en las próximas tres décadas, según un nuevo análisis de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) que enfatiza la necesidad urgente de medidas políticas para mejorar la eficiencia de la refrigeración.

Un nuevo informe de la AIE – The Futur of Cooling – muestra que sin nuevos estándares de eficiencia, el mundo enfrentará una “crisis fría” por el crecimiento de la demanda de refrigeración en las próximas décadas.

Se espera que la demanda mundial de energía de los sistemas de aire acondicionado se triplique para 2050, lo que requerirá una nueva capacidad de electricidad equivalente a la capacidad eléctrica combinada de EE.UU., la UE y Japón en la actualidad. El stock global de aires acondicionados en edificios crecerá a 5.600 millones en 2050, frente a los 1.600 millones de hoy en día, lo que equivale a 10 nuevas unidades de aire acondicionada vendidas por segundo durante los próximos 30 años, según el informe.

El uso de aires acondicionados y ventiladores eléctricos para mantenerse fresco ya representa aproximadamente una quinta parte de la electricidad total utilizada en edificios en todo el mundo, o el 10% de todo el consumo mundial de electricidad en la actualidad. Pero a medida que los ingresos y el nivel de vida mejoran en muchos países en desarrollo, el crecimiento de la demanda de aire acondicionado en las regiones más calurosas se disparará. Se espera que el uso de sistemas de aire acondicionado sea la segunda fuente más grande de crecimiento de la demanda de electricidad a nivel mundial después del sector de la industria, y el motor más fuerte para los edificios en 2050.

El suministro de energía a estos sistemas de aire acondicionado tiene grandes costes e implicaciones ambientales. Un factor crucial es que la eficiencia de estos nuevos sistemas de aire acondicionado puede variar ampliamente. Por ejemplo, los sistemas vendidos en Japón y la UE son típicamente un 25% más eficientes que los vendidos en EE.UU. y China. Las mejoras en la eficiencia podrían reducir a la mitad el crecimiento de la demanda de energía de los sistemas de aire acondicionado a través de estándares obligatorios de rendimiento energético.

“La creciente demanda de electricidad para el aire acondicionado es uno de los puntos flacos más críticos en el debate energético actual“, dijo el Dr. Fatih Birol, Director Ejecutivo de IEA. “Con el aumento de los ingresos, la propiedad de aires acondicionados se disparará, especialmente en el mundo emergente. Si bien esto brindará mayor comodidad y mejorará la vida cotidiana, es esencial que se priorice el rendimiento de los sistemas de aire acondicionado“.

El informe identifica acciones políticas clave. En un Escenario de Enfriamiento Eficiente, que es compatible con los objetivos del Acuerdo de París, la AIE encuentra que a través de estrictos estándares mínimos de rendimiento energético y otras medidas como el etiquetado, la eficiencia energética promedio del stock de equipos de aire acondicionado en todo el mundo podría más que duplicarse entre ahora y 2050. Esto reduciría en gran medida la necesidad de construir una nueva infraestructura de electricidad para satisfacer la creciente demanda.

Hacer que la refrigeración sea más eficiente también generará múltiples beneficios, haciéndola más asequible, más seguro y más sostenible, y ahorrando hasta 2.900 b$ en inversión, combustible y costes de operación.

El aumento de la demanda de refrigeración será particularmente importante en las regiones más cálidas del mundo.

En la actualidad, menos de un tercio de los hogares del mundo poseen aire acondicionado. En países como EE.UU. y Japón, más del 90% de los hogares tienen aire acondicionado, en comparación con solo el 8% de los 2.800 millones de personas que viven en las partes más cálidas del mundo.

El problema es particularmente delicado en las naciones de más rápido crecimiento, con el mayor aumento en países cálidos como India, donde la participación del aire acondicionado en la carga máxima de electricidad podría alcanzar el 45% en 2050, frente al 10% actual sin acción. Esto requerirá grandes inversiones en nuevas plantas de energía para satisfacer la demanda pico de energía por la noche, que no se puede cubrir con la tecnología solar fotovoltaica.

“Establecer estándares de eficiencia más altos para la refrigeración es uno de los pasos más fáciles que pueden tomar los gobiernos para reducir la necesidad de nuevas centrales eléctricas, y permitirles al mismo tiempo reducir las emisiones y los costes“, dijo el Dr. Birol.

The Future of Cooling es el segundo informe de la IEA que se centra en los “puntos flacos” del sistema energético mundial, siguiendo The Future of Trucks, que se lanzó en julio de 2017. El siguiente en esta serie – The Future of Petro-Chemicals – examinará formas de construir una industria petroquímica más sostenible y se lanzará en septiembre.

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JA Solar ha suministrado 3 MW de módulos fotovoltaicos a la Universidad de Yarmouk para el proyecto solar sobre tejado más grande de Jordania hasta la fecha.

Diseñado para la Universidad de Yarmouk, una de las principales instituciones de educación superior, el sistema de energía solar de 3 MW consta de un total de 9.232 módulos solares, que se distribuyen en los tejados de 29 edificios en todo el campus. Además, el sistema presenta una capacidad de generación de energía de 4,68 millones de kWh por año, que satisface la demanda diaria de electricidad de profesores y estudiantes, y también puede reducir las emisiones de carbono en 290 t/año. Kawar Energy ha desarrollado, diseñado y construido este proyecto sobre tejado con una calidad y rapidez excepcionales, lo que garantiza la finalización exitosa del proyecto.

Jordania se encuentra en una región con condiciones ambientales extremas de alta temperatura, radiación ultravioleta y tormentas de arena. Como resultado, existe un requisito estricto para la alta fiabilidad de los módulos solares que se instalan en la región. Los módulos solares de alta calidad de JA Solar son capaces de funcionar bien en cada una de esas condiciones ambientales y ofrecen una gran garantía de generación de energía. En 2017, el suministro total de módulos solares de JA Solar a Jordania fue de 130,2 MW, lo que representa casi el 50% del mercado.

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Actualmente, más de 4.000 millones de personas no están conectadas a internet, lo que representa una gran oportunidad tanto para el desarrollo como para las empresas. Cerrar la brecha digital para estos miles de millones sin red requiere un acceso asequible y fiable a la electricidad. La energía es un elemento crucial en todas las etapas del suministro de acceso a Internet: desde la ejecución de servicios de backhaul para el núcleo de la red y las estaciones base, hasta para energizar los dispositivos que usan los consumidores para conectarse. Sin embargo, en gran parte del mundo en desarrollo, la electricidad fiable sigue siendo cara y difícil de obtener.

De acuerdo con un nuevo informe de Bloomberg New Energy Finance en colaboración con Facebook, lograr el acceso universal a Internet requerirá ampliar el acceso a electricidad asequible y fiable, especialmente para las personas que viven en áreas remotas en economías emergentes.

El informe Powering Last-Mile Connectivity perfila algunos de los desafíos que enfrenta el mundo en desarrollo para que más personas accedan a la red y las implicaciones para la industria móvil si miles de millones de personas continúan careciendo de ese acceso.

Cinco ideas clave del estudio son:

  1. Reducir la brecha digital para los 4.000 millones de personas sin acceso a Internet, especialmente aquellas en áreas remotas de economías emergentes, requiere un acceso a electricidad asequible y fiable.
  2. El acceso a la electricidad es clave tanto para proveer como para consumir servicios de conectividad. Se necesita energía en toda la cadena de valor, desde el backhaul para las redes de acceso, a los dispositivos que las personas usan para conectarse.
  3. A nivel mundial, los operadores de redes móviles y operadores de torres para móviles gastan anualmente 3.800 M$ en combustible diesel para sitios remotos. Estos costes constituyen un componente significativo del presupuesto operativo.
  4. La energía solar y el almacenamiento en baterías son ahora lo suficientemente baratos como para desempeñar un papel clave en la expansión del acceso a Internet.
  5. Las alianzas entre la industria de las telecomunicaciones y el sector de la energía permitirán a ambos sectores escalar más rápidamente hacia el acceso universal.

Suministrar energía a los consumidores de nueva conectividad

Sin acceso a la electricidad en el hogar, conectarse a los servicios de Internet es un desafío importante, principalmente debido a la dificultad y el coste de cargar del dispositivo. Aunque las personas pueden vivir en comunidades cubiertas por redes 3G, el uso de sus teléfonos inteligentes está limitado si no tienen electricidad en sus hogares. Los consumidores sin acceso a la red eléctrica viajan hasta 15 km por semana para cargar sus teléfonos en pequeños quioscos. Dependiendo de la ubicación, la carga del kiosco puede constituir más de un tercio del costo total (2-7 $/mes) de poseer un dispositivo con acceso a Internet y una parte importante de los ingresos del hogar. Estas condiciones hacen que la carga diaria sea prohibitiva y limitan la propiedad y el uso de teléfonos inteligentes.

La energía fotovoltaica a pequeña escala y el almacenamiento han comenzado a ganar tracción como fuentes primarias de energía para infraestructuras y comunidades remotas, particularmente cuando estructuras innovadoras de financiación las llevan al mercado. Los componentes críticos para tales sistemas se están volviendo cada vez más baratos. Las empresas de acceso a la energía están utilizando estas tecnologías para potenciar la conectividad con diversos modelos de negocios, desde pequeños kits solares portátiles para hogares individuales hasta micro-redes a escala de aldea que pueden suministrar energía a empresas locales y la infraestructura de telefonía móvil.

Suministrar energía a la infraestructura de conectividad

La expansión de una red de telefonía móvil generalmente requiere la construcción de nuevas torres para las estaciones base que conectan los teléfonos móviles a la red más amplia. Sin embargo, en áreas remotas, las torres necesitan una energía cara y generan ingresos limitados debido a la baja densidad de población. Una combinación de energía más barata y distribuida alimentada por energía solar para la infraestructura convencional de telefonía móvil y estaciones base más pequeñas y eficientes, diseñadas para cubrir las brechas de cobertura de la red principal, podría llegar a más personas a un coste menor.

Más de un millón de torres de telefonía móvil en países en desarrollo no están conectadas a la red o tienen, en el mejor de los casos, un suministro de red extremadamente poco cfiable. Estas torres generalmente dependen de generadores diesel para obtener energía primaria durante gran parte del día para evitar interrupciones en la red móvil.

Compuestos por energía solar, generador de diesel y baterías, los sistemas energéticos híbridos pueden ahorrar a los operadores de torres hasta el 54% del coste energético de una torre aislada de la red, respecto al coste de un generador diesel convencional.

Abundan las oportunidades para las asociaciones

Una combinación de avances tecnológicos y modelos de negocios innovadores ahora proporciona enfoques alternativos para impulsar la conectividad en la “última milla”. Hay muchas oportunidades para que tanto las grandes compañías como las nuevas empresas aprovechen al máximo. Las alianzas entre empresas de telecomunicaciones, compañías de energía y nuevas empresas en modelos comerciales innovadores, infraestructura de comunicación alternativa y capital de riesgo en etapas tempranas pueden impulsar la conectividad energética y de red para miles de millones de personas.

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El pasado 1 de julio quedo oficialmente inaugurado el parque eólico marino Westermost Rough, un proyecto conjunto entre DONG Energy (50%), Marubeni Corporation (25%) y  el UK Green Investment Bank plc (25%), Westermost Rough, es el primer parque eólico marino en el que se han instalado aerogeneradores marinos de 6 MW de accionamiento directo, suministrados por Siemens. Con una potencia de 210 MW, Westermost Rough es capaz de satisfacer la demanda de electricidad de más de 150.000 hogares, gracias a sus 35 turbinas eólicas de Siemens de 6 MW y 154 m de diámetro de rotor.

 

El parque eólico marino Westermost Rough se encuentra a 8 kilómetros de la costa de Holderness al este del país.a unos 25 km al norte de Spurn Head en el estuario del río Humber. Esta conectado mediante cables submarinos a la red nacional en la subestación en tierra de Westermost Rouugh en Staithes Road.

about_Westermost_IMG_315x22El alcance del suministro de Siemens para este proyecto abarcó la entrega y la puesta en marcha de los aerogeneradores marinos de accinamiento directo. La instalación  se llevó a cabo utilizando el buque Sea Challenger,  especialmente diseñado para la instalación de parques eólicos marinos y  propiedad de A2SEA, una empresa conjunta entre DONG Energy y Siemens.

 

Siemens es responsable de todos los servicios y mantenimiento programados y no programados de las turbinas en Westermost  Rough para los primeros 5 años. Estas tareas serán realizadas por  un equipo técnico  compuesto al 50% por personal de Siemens y de Dong Energy. Los aerogeneradores de 6 MW tienen una plataforma de helicóptero en la parte trasera de la góndola que permite un acceso fácil y seguro para los técnicos de servicio.

Más de 900 personas participaron en la construcción del parque eólico marino y hasta 100 empleados de DONG Energy y sus socios se encargarán de la operación y mantenimiento desde la base especialmente diseñada en el Real Muelle de Grimsby.

 

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La Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MEM) anunció que en abril del presente año la producción nacional de energía eléctrica fue de 3,911 gigavatios hora (GWh), cifra que representa un incremento de 5.1% en relación al mismo mes del año anterior. Las empresas que generan para el mercado eléctrico tuvieron una producción de 3,679 GWh y las compañías que generan para uso propio 232 GWh, es decir, 5.9% de lo producido a nivel nacional.

Del total generado por las empresas del mercado eléctrico, las centrales hidroeléctricas registraron 2,143 GWh (11.0% más que en abril de 2014), las centrales termoeléctricas produjeron 1,465 GWh y las centrales con fuentes no convencionales (solar y eólica) generaron 71.6 GWh.

En el presente mes, la participación de las empresas del Estado en la generación de electricidad fue de 23,7% en relación al total generado por el mercado eléctrico. En tanto, la producción de las centrales de grupos privados como Endesa, Suez y AEI, alcanzaron una presencia de 19%, 15% y 9% respectivamente. Cabe destacar que respecto a abril de 2014, el grupo AEI presenta un incremento en su producción de 275.2%, debido a la generación en ciclo combinado con gas natural de la Central Termoeléctrica Fénix. Las empresas del Estado registraron un incremento de 6.5%.

De otro lado, el 22 de abril a las 19:00 horas, se registró la máxima demanda de potencia eléctrica que alcanzó los 5,939 megavatios (MW), siendo 5,5% superior al mismo mes del año anterior. Dicha demanda fue atendida en 52.9% por generación hidráulica, seguida del gas natural con 45,1% y de energías no convencionales como biomasa, biogás, solar y eólica, con 2%.

A nivel nacional, en el mes de abril, la venta de energía eléctrica al cliente final fue de 3,257 GWh, lo que significa 5.2% más que en el mismo mes de 2014. La distribución de esta energía vendida se realizó de la siguiente manera: 1,857 GWh al mercado regulado y 1,400 GWh al mercado libre, registrando crecimientos de 5.8% y 4.5% respectivamente. La venta de energía en el mercado libre representa 43% de la venta total y es comercializado por empresas generadoras y distribuidoras.

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El Banco Europeo de Inversiones (BEI) prestará 10 millones de euros para financiar la construcción de una línea de transmisión de energía eléctrica y una estación de corriente continua de alto voltaje con el fin desarrollar un vínculo entre Armenia y Georgia. La nueva infraestructura eléctrica profundizará en la integración regional al facilitar el comercio de energía entre los dos países y les proporcionará un mejor acceso a los mercados europeos de la electricidad.

El proyecto consiste en la construcción de una nueva estación “back-to-back” en Ayrum (Armenia) cerca de la frontera de Georgia y una línea de transmisión de energía que une los dos países. Se ha diseñado para proporcionar una cobertura segura y económicamente eficiente de la creciente demanda de electricidad

El proyecto también está siendo apoyado por un préstamo de 85,2 millones de euros del financista principal KfW Bankengruppe en nombre del Gobierno alemán, una subvención de 10 millones de euros del Fondo de Inversión de Vecindad de la UE (NIF), y los recursos propios de Armenia (1,5 millones de euros) y Georgia (6,6 millones de euros)

El ministro de Finanzas de Armenia Gagik Khachatryan comentó: “El desarrollo del sector de la energía es de crucial importancia para el crecimiento de la economía de Armenia. En este contexto, apreciamos altamente la cooperación del BEI y KfW en la concesión de préstamos a largo plazo para apoyar este proyecto y la voluntad de la Comisión Europea de considerar la posibilidad de una subvención a través del NIF. Esperamos que nuestros esfuerzos conjuntos en este proyecto sirvan al objetivo de garantizar un sistema energético fiable“

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La compañía eléctrica Montana-Dakota Utilities (MDU) ha contratado a Wärtsilä el suministro de una central a gas de 19 MW del tipo “Smart Power Generation”, que estará situada en Sidney (Montana). La creciente demanda de electricidad en las áreas de Montana y Dakota requiere más capacidad de generación. La central eléctrica a gas tendrá un plazo de entrega muy corto y está previsto que entre plenamente en operación comercial en otoño de 2015.

La lista de centrales de MDU se verá enriquecida con esta central eléctrica basada en grandes motores de gas. La central estará formada por dos motores Wärtsilä 34SG que funcionarán con gas natural.

Las inmensas reservas de petróleo en las rocas sedimentarias de la formación geológica de Bakken, junto con el uso de la perforación horizontal y la fracturación hidráulica, han llevado a un auge económico sin precedentes en Montana y Dakota del Norte, y por ello a un aumento significativo del consumo eléctrico. En octubre de 2014 Wärtsilä anunció la firma de un contrato con la compañía Basin Electric Power Cooperative para la instalación de una central eléctrica de 112 MW en Williston (Dakota del Norte), también en la zona de Bakken.

La potencia total instalada por Wärtsilä en los Estados Unidos asciende a unos 2.400 MW a día de hoy.

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¿Qué estrategias son necesarias para crear una Comunidad Mediterránea de la Energía? ¿Cuál debe ser el papel de los reguladores en este mercado mediterráneo interconectado? ¿Cuáles son las inversiones y mecanismos de financiación necesarios para crear infraestructuras que satisfagan la creciente demanda de electricidad, gas y energías renovables en la cuenca mediterránea?

Las respuestas a estas preguntas se darán en el Primer Foro Mediterráneo sobre la Regulación de la Energía, que tendrá lugar el próximo 26 de noviembre en Barcelona (Hotel Melia Barcelona Sky). El Foro está organizado por MEDREG, la única organización en el Mediterráneo compuesta por organismos públicos independientes, que está comprometida con la creación de un marco regulatorio común para la electricidad y el gas, en beneficio de los consumidores de 21 países.


Bajo el título “Regulación e inversiones: soluciones para la región mediterránea”, el Foro representa una oportunidad única para revisar el estado actual de la relación entre la regulación de la energía y sus inversiones, identificar los principales retos y riesgos y evaluar como pueden ser encarados tanto a nivel regional como sub-regional. El Foro MEDREG de Barcelona ofrecerá propuestas prácticas y concretas para una mejor regulación de la energía en la región mediterránea, con el objetivo de promover un incremento de las inversiones en infraestructuras.

El Foro cuenta con ponentes de alto nivel, tales como el Presidente de MEDREG, Michel Thiollière o la presidenta del comité científico del Foro, María Teresa Costa-Campi.

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