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Italia obtuvo la mayor parte de su electricidad de la energía térmica en 2017, con una contribución del 50,7% de su potencia instalada, y el gas natural solo representó el 41%, según GlobalData. Un reciente informe de la compañía, Italy Power Market Outlook to 2030, Update 2018 – Market Trends, Regulations, and Competitive Landscape revela que la política del gobierno está orientada a eliminar la potencia basada en carbón entre 2025 y 2030, mientras que las subastas de energía renovable, que se iniciarán en 2020, ayudarán a compensar esta pérdida.

La energía renovable es la fuente de energía de más rápido crecimiento en Italia, debido al referéndum de 2011 que cerró cualquier opción para que el gobierno reinicie la generación nuclear, y la creciente necesidad de garantizar la seguridad energética. La energía solar fotovoltaica y eólica son las principales fuentes renovables.

La potencia renovable no hidroeléctrica instalada aumentó de 1,7 GW en 2000 a 34,5 GW en 2017. Italia registró un progreso notable con respecto al desarrollo de la potencia solar instalada, que pasó de 19 MW en 2000 a alrededor de 19,7 GW en 2017. El mercado eólico terrestre también creció exponencialmente, de 364 MW a 9,8 GW, debido al fuerte apoyo de las políticas del gobierno en forma de tarifas de inyección a red. De 2018 a 2030, se espera que la potencia renovable instalada aumente a 63,4 GW en 2030.

Las continuas modificaciones a los esquemas de apoyo disuaden a la planificación de inversiones a largo plazo y dificultan el acceso a la financiación y las reglas fiscales poco claras también son una barrera importante, especialmente para los biocombustibles.

El informe de GlobalData también encuentra que se espera que las potencias a base de gas y petróleo se mantengan estables en el país, y se espera que parte de su capacidad a base de petróleo se convierta en gas. Se espera que la capacidad basada en carbón desaparezca a partir de 2024, debido a la clausura de las centrales eléctricas existentes basadas en el carbón.

La potencia térmica instalada aumentó de 53,5 GW en 2000 a 58,8 GW en 2017 con una CAGR del 0,6%. La potencia térmica representó el 50,7% de la potencia instalada en 2017, de la cual el gas contribuyó con el 41%, mientras que el carbón y el petróleo contribuyeron con sus cuotas respectivas del 7,5% y 2,2%. De 2018 a 2030, se espera que la capacidad térmica instalada disminuya a 51.1 GW, con un CAGR negativo de 1.1%.

Italia importa más del 90% de sus necesidades de carbón desde Sudáfrica, Australia, Indonesia, Colombia y EE.UU. Posee pequeños depósitos de reservas de carbón, la mayoría de los cuales se encuentran en el sur de Cerdeña. También importa gas, principalmente de Argelia y Rusia. Aunque posee reservas de gas económicamente accesibles, desde mediados de la década de 1990 se observa una tendencia a la baja en la producción de gas, causada por políticas energéticas nacionales formuladas por el gobierno que no apoyan la producción de gas. Sin embargo, el gobierno está aumentando la proporción de fuentes de energía renovables por las preocupaciones sobre la seguridad energética.

Se espera que la participación de la energía térmica se vea eclipsada por la energía renovable no hidroeléctrica, y su participación en la potencia instalada disminuya al 36,9%. Se espera que la proporción de la potencia renovable no hidráulica aumente al 45,8% para 2030.

El grupo tecnológico Wärtsilä ha entregado con éxito dos nuevas plantas de motores a gas ordenadas por Centrica. El proyecto está en línea con la estrategia de la compañía para la producción de energía descentralizada y facilitará la integración de capacidad renovable intermitente, en particular solar y eólica. Wärtsilä fue seleccionada para entregar soluciones EPCpara ambos sitios, ubicadas en Brigg y Peterborough en Reino Unido. Los pedidos fueron reservados en enero de 2017.

Las dos plantas de 50 MW equilibrarán la estabilidad de la red y juntas generarán suficiente electricidad para abastecer a 100.000 hogares. La flexibilidad de arranque rápido en dos minutos de la solución Wärtsilä apoyará los picos locales de demanda y las inevitables fluctuaciones en el suministro de fuentes renovables. La flexibilidad operativa proporcionada por Wärtsilä garantiza tener energía disponible cuando el suministro de fuentes renovables disminuye.

Estas dos nuevas plantas, que ayudarán a satisfacer las cambiantes necesidades de energía de Reino Unido y, en última instancia, respaldarán la transición a un futuro con bajas emisiones de carbono, brindarán un importante respaldo a la generación renovable.

Reino Unido es el país líder en la conformación de los mercados de electricidad y Centrica es uno de sus operadores líderes. Hoy en día, las fuentes de energía renovable proporcionan aproximadamente una cuarta parte de la capacidad de generación total del país, en comparación con el 5% en 2006, y la proporción está aumentando continuamente. Para apoyar esta tendencia, es esencial una generación flexible y de arranque rápido.

Las dos plantas utilizarán cada una cinco motores Wärtsilä 34SG que funcionan con gas natural y ya han entrado en operación comercial.

El Grupo suizo Axpo ha confirmado la adquisición del 100% de Goldenergy. La firma del acuerdo, (que se encuentra pendiente de la aprobación del regulador), tuvo lugar el pasado 25 de septiembre y supone la toma del control de la compañía por parte del grupo suizo Axpo, que a mediados de junio de 2015 ya había entrado en su  accionariado con una participación del 25%. Tras un periodo de tres años de gestión conjunta con su socio local (Grupo Dourogas, que hasta la fecha ostentaba el 75%), Axpo ha tomado esta decisión con el objetivo de fortalecer su presencia en el mercado portugués de la energía.

Presente en el mercado portugués desde 2008, Goldenergy cuenta con casi 250.000 puntos de suministro repartidos por toda la geografía de Portugal y una cuota de mercado del 13% en el mercado doméstico de gas, situándose como el tercer mayor comercializador del país en cuanto a número de clientes. El Grupo Dourogas es un grupo familiar presente en Portugal desde hace varias décadas, comprometido con el desarrollo sostenible de las redes de distribución de gas, GNV y GNL.

Durante los últimos tres años, Axpo y Dourogas han invertido de forma decidida, tanto a nivel de recursos humanos como financieros, acometiendo la digitalización de la compañía con el fin de convertir a Goldenergy en una alternativa sólida a las eléctricas tradicionales. La propuesta de Goldenergy se basa en una organización dinámica y flexible focalizada en el servicio y atención al cliente así como la calidad, simplicidad de ofertas y precios transparentes. Goldenergy está alineada con los objetivos de energías renovables marcados por la Unión Europea y sus políticas dirigidas a incrementar la libre competencia en aras de favorecer al consumidor.

Tras la firma del acuerdo, Ignacio Soneira, director general de Axpo afirmó: “Con la adquisición del 100% de Goldenergy por parte del Grupo Axpo, garantizamos la continuidad de su espíritu emprendedor y disruptor a la hora de crear una alternativa sostenible para los portugueses“. “La fortaleza, experiencia y solvencia económica-financiera del Grupo Axpo, así como su liderazgo en el control de riesgos, garantizan un eficaz acceso a los mercados mayoristas de gas y electricidad en las mejores condiciones de mercado, lo que permitirá llevar a cabo exitosamente la estrategia de crecimiento prevista en la península Ibérica“, añadió.

La actividad de Goldenergy, centrada en el mercado residencial, familiar y pequeñas PYMES, complementa a la perfección al grupo Axpo.

El éxito de nuestro trabajo conjunto con Axpo durante los últimos tres años se ha basado en la colaboración, profesionalidad y entusiasmo del equipo de más de 100 personas que han dedicado todo su esfuerzo y dedicación a  trabajar día a día por dar el mejor servicio a sus 200.000 clientes“, comentó tras la firma del acuerdo Nuno Moreira, socio de Dourogas y CEO de Goldenergy. “Goldenergy mantendrá todos los puestos de trabajo y sus empleados, localizados mayoritariamente en Vila Real, se integrarán de forma natural en el grupo Axpo desempeñando su trabajo con normalidad”, añadió.

Miguel Rodríguez Checa, nuevo administrador de Goldenergy, afirmó: “La entrada de Axpo como socio mayoritario garantiza la solvencia y recursos necesarios para continuar el desarrollo del negocio de Goldenergy. Mantendremos las inversiones necesarias para convertirla en la primera empresa en calidad de servicio y atención al cliente aprovechando las oportunidades que ofrece la transformación digital al sector energético”.

La adquisición de Goldenergy se encuadra dentro de la estrategia de diversificación del grupo Axpo que apuesta por incrementar su presencia en toda la cadena de valor del sector energético con el fin de incrementar la competencia y transparencia para los consumidores.

Para el Grupo Dourogás, esta operación representa una reorientación estratégica en su actuación en el mercado nacional de la energía, permitiendo consolidar las operaciones de inversión en curso en las redes de distribución en 18 municipios en los distritos de Vila Real y Bragança. Este proyecto de construcción de infraestructuras cuenta con financiación directa del Banco Europeo de Inversiones, en el marco del Fondo Europeo de Inversiones Estratégicas, uno de los pilares del denominado Plan Juncker. Al mismo tiempo, el Grupo Dourogás va a reforzar las inversiones en el ámbito del gas natural vehicular, ampliando las redes de distribución existentes para este combustible que representa, indiscutiblemente, una opción más limpia y económica.

Según declaraciones de Nuno Afonso Moreira, “Es un orgullo haber concebido, creado y desarrollado Goldenergy desde el momento cero. Este es, sin embargo, el momento de permitir que la empresa siga su propio rumbo, ahora con un nuevo accionista único que cuenta con un plan de crecimiento para la empresa y se ha comprometido a salvaguardar todos los puestos de trabajo. Desde el punto de vista del Grupo Dourogás, esta venta representa una oportunidad efectiva para enfocarnos en otros proyectos, en particular en la distribución de gas natural canalizado en la zona norte del país y para el desarrollo de la apuesta en el Gas Natural Vehicular, una alternativa en el marco de la movilidad sostenible que, creemos, ha venido para quedarse y que tiene mucho futuro por delante, tanto para los vehículos pesados ​​como para los turismos“.

GE Power ha finalizado el proceso de renovación de la turbina de gas aeroderivativa de la planta de gas natural COMETA del Grupo Losán en Talosa, Soria. Grupo Losán, uno de los principales productores europeos de paneles de madera, ha afrontado el reto de modernizar su planta de gas natural para mantener la competitividad de sus procesos industriales.

Grupo Losán ha optado por renovar su turbina de gas aeroderivativa LM2500 en lugar de realizar una segunda inspección mayor de la existente, que ya había alcanzado 100.000 horas de funcionamiento. Esta decisión reduce el tiempo de parada compensando el coste de reemplazo. La nueva turbina obtendrá un aumento de la potencia de al menos un 2%, una mejora del consumo calorífico del 3% y un incremento de la eficiencia eléctrica de al menos un 1%. El acuerdo incluye un servicio multianual hasta el 2023.

Según José Luis Lázaro, subdirector general del Grupo Losán, “en nuestras instalaciones de Talosa maximizamos la rentabilidad de nuestra operación comercializando la electricidad adicional producida por la turbina durante el proceso industrial. Necesitábamos sustituir nuestra turbina de gas para que nos proporcionara más flexibilidad a la hora de estabilizar el suministro a la red eléctrica. La renovación de la turbina por parte de GE ha sido la solución más rentable para dotar de mayor flexibilidad, fiabilidad y rendimiento a nuestros procesos. Por otra parte, las opciones de financiación y leasing incluidas en el Programa de Renovación de GE nos han permitido abordar el proyecto sin impacto en nuestra capacidad de financiación“.

Este proyecto refuerza nuestro compromiso continuo de apoyar a nuestros clientes con soluciones integrales, ya sea mantenimiento, reparación, revisión o cambio de turbina“, ha destacado Martin O’Neill, director general de turbinas de gas aeroderivativas de GE Power Services. “El Programa de Renovación de turbina de GE es estratégico para compañías como Grupo Losán que necesitan aumentar la eficiencia y la producción y es especialmente útil en Europa, donde se necesita equilibrar la intermitencia de la red.

El Programa de Renovación de turbinas aeroderivativas de GE está diseñado para clientes que necesitan reducir costes de ciclo de vida. Los clientes pueden alquilar equipos completos de GE nuevos o renovados, o partes cuando sus propios equipos estén en proceso de reparación, lo que reduciría la inspección a tan sólo dos o tres días

GE puede intercambiar motores existentes con un motor nuevo, un motor reacondicionado o un motor de vida parcial en el sitio, lo que requeriría solo una interrupción de dos a tres días. Como fabricante de equipos originales, GE no solo tiene el mayor grupo de intercambio de motores disponible, sino que también tiene un suministro constante de nuevos motores que brindan las últimas y mejores mejoras tecnológicas. Además, GE puede ofrecer motores completamente renovados como una alternativa de menor coste.

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Regasificadora y buque metanero. Sagunto, Union Fenosa Gas. Foto cortesía Sedigas

La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ha aprobado el documento de consulta pública en el que propone una nueva regulación de los servicios que se prestan en las plantas de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL). Los agentes del sector tienen de plazo hasta el próximo 31 de octubre de 2018 para remitir sus observaciones. (INF/DE/122/18)

En la actualidad, España es el mayor importador de GNL de Europa (34%) y el país con más plantas regasificadoras (6 activas y una hibernada), y con mayor capacidad de almacenamiento. Estas infraestructuras permiten realizar las operaciones de carga, descarga y almacenamiento del (GNL), procedente de barcos metaneros, que, posteriormente, se introduce en el sistema de gaseoductos como gas natural o se transporta como GNL en camiones cisterna.

Modelo desactualizado

Sin embargo, el modelo vigente que regula el acceso a las plantas en España presenta deficiencias; la definición de los servicios, normativa de acceso y los peajes no han evolucionado de acuerdo a las necesidades del mercado. Prueba de ello, es la pérdida de demanda en favor de plantas regasificadoras de países vecinos. Además, existe una alta concentración en determinadas plantas mientras otras registran poca actividad. Esto genera dificultades operativas para los operadores y limita las oportunidades de trading a los comercializadores.

Otra de las situaciones que se observa es que descargar en una planta regasificadora del Sur de la Península, como la de Sagunto, puede llegar ser un 50% más caro que hacerlo en la de Barcelona. Así, mientras Sagunto puede no tener ninguna descarga en varios meses, en Barcelona existe dificultad para acomodar todas las peticiones recibidas.

Consulta pública hasta el 31 de octubre

Por todo ello, la CNMC en su consulta pública propone un nuevo modelo de acceso a las plantas, que potencia los productos y servicios de GNL más atractivos para el mercado, y el acceso a este tipo de infraestructuras.

La implementación de este modelo está sujeta, en particular, a las modificaciones normativas necesarias para asignar a la CNMC la competencia relativa al acceso a las instalaciones de GNL prevista en la Directiva Europea de Gas.

El plazo para remitir observaciones finaliza el 31 de octubre de 2018.

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Gastech se ha convertido en el principal lugar de encuentro para los profesionales del gas y Gas Natural Licuado (GNL) de todo el mundo ya que ofrece un espacio para conversar sobre el futuro del panorama energético global. En esta edición, más de 90 países estarán representados en los distintos estamentos de la cadena de valor del gas, estarán presentes más de 700 expositores internacionales y se espera que participen más de 30,000 asistentes.

Su Majestad el Rey inaugurará oficialmente la 30ª edición de Gastech que se celebrará por primera vez en Barcelona. La inauguración oficial tendrá lugar el día 17 de septiembre a las 11 de la mañana donde también estará presente un panel de expertos compuesto por los representantes de las principales compañías españolas.

Gastech posee una larga trayectoria, después de pasar por Londres, donde se celebró la primera edición en 1972, ha recorrido importantes ciudades como Bilbao, Nueva York, Houston, Paris, Hamburgo, Dubai, Singapur, Amsterdam y la última celebrada en Tokio. Este año Gastech cuenta con el apoyo del consorcio español, una colaboración de seis empresas líderes en el sector; Enagas, Naturgy, Reganosa, Cepsa, Repsol y Técnicas Reunidas, trabajando juntos para que el evento sea un éxito y mantenga su liderazgo global en el campo del gas y el GNL.

Una vez finalizada la inauguración oficial, se impartirán las sesiones donde se compartirán los casos de éxito, las estrategias y el progreso de todos los estamentos de la cadena de valor global del gas, el GNL, la industria energética y los sectores afines. Estas conferencias contarán con la participación de más de 350 ponentes, desde Ministros, Responsables Políticos y oficiales de Gobierno, hasta presidentes, CEOs y equipos de investigación, Project Managers e ingenieros.

Entre otros, podremos ver al Ministro de Petróleo y Recursos Minerales de la República Arábica de Egipto que abordará el papel vital del gas y el GNL en la reducción de carbono y de los costes de la energía en los mercados emergentes. Durante el primer día de congreso también tendrán lugar tres paneles de líderes globales que tratarán temas como los impactos transicionales del nuevo escenario energético de la industria del gas, el rol de NOCs e IOCs en proporcionar la seguridad energética global y los motores de crecimiento para la industria global del gas donde se explorará el futuro de la cadena de valor del gas y el GNL.

Gastech estará ubicado junto al Global Power & Energy Exhibition, un congreso dónde se exhibirán las estrategias y tecnologías necesarias para que las empresas se adapten a la transición energética global. Ambos se celebrarán en el recinto de Fira Barcelona del 17 al 20 de septiembre. Ésta co-ubicación permitirá un espacio para mejorar el diálogo entre los dos sectores que jugarán el papel más importante en la generación de energía, el del gas natural y el de las energías renovables, y discutir sobre la transición hacia un mercado de energía flexible e integrado en toda Europa.

La CNMC ha publicado los informes correspondientes a la sexta liquidación provisional de 2018 (mes de junio) del sector eléctrico, de energías renovables, cogeneración y residuos y del sector del gas natural.

Sector eléctrico

El desajuste provisional de ingresos registrado en la sexta liquidación de 2018 fue de 1.815 M€, 554 M€ menos de lo previsto para esta liquidación. Esta reducción se debe fundamentalmente, a la menor retribución adicional de los sistemas no peninsulares (-287 M€), a la menor retribución específica peninsular (-55 M€) y a la menor retribución de la actividad de distribución (-147 M€), así como a una mayor facturación por peajes de acceso (+30 M€).

Por otra parte, la demanda en consumo registrada (103.914 GWh) fue un 2,5% superior al valor promedio observado en años anteriores.

Dado que los ingresos no han sido suficientes para cubrir todos los costes reconocidos, se ha procedido al cálculo y aplicación del coeficiente de cobertura, conforme al artículo 19 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico que ha dado como resultado un Coeficiente de Cobertura del 74,69% y se aplica a cada uno de los costes reconocidos para determinar los costes a pagar con cargo a la liquidación.

Por último, se advierte de la escasa relevancia de la Liquidación 6/2018 debido al desfase existente entre la declaración de los ingresos y la liquidación de las distintas partidas de coste.

Energías renovables

Se han liquidado 63.611 de las instalaciones activas en el sistema de liquidaciones de la CNMC. La liquidación provisional acumulada y a cuenta correspondiente a la energía generada en el ejercicio 2018 (desde el 1 de enero hasta el 30 de junio de 2018), asciende a 3.553 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente)

Como consecuencia de los citados desajustes temporales entre ingresos y costes del sistema, es necesario aplicar el mencionado Coeficiente de Cobertura, resultando una cantidad a pagar a cuenta a los productores de 425 M€ (antes de IVA o impuesto equivalente).

La liquidación provisional a cuenta correspondiente al mismo periodo con cargo a los Presupuestos Generales del Estado, asciende a 36,455 M€ antes de IVA o impuesto equivalente. En la fecha de cierre de la liquidación 6/2018 se habían recibido ingresos del Tesoro Público que permiten abonar el 100% de esta partida a los productores de energías renovables, cogeneración y residuos ubicadas en los territorios extrapeninsulares. La cantidad a pagar a cuenta a estos productores en la Liquidación 6/2018 asciende a 6,3 M€, antes de IVA o impuesto equivalente.

Sector gasista

El total de ingresos liquidables declarados ha sido de 1.505 M€. Esta cantidad es un 5,1% superior a los ingresos previstos para la liquidación 6/2018 y un 8,6% superior a la del mismo periodo del ejercicio anterior.

Para el ejercicio 2018, se incluyeron en el sistema de liquidaciones las retribuciones acreditadas en la Orden ETU/1283/2017, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2018, excepto la retribución por operación y mantenimiento del AS Castor afectada por la Sentencia del TC nº 152/2017. En esta sexta liquidación del ejercicio, la retribución total acreditada a las empresas ascendió a 1.444 millones de euros, que es un 0,6% superior a la del año anterior

El déficit en términos de caja fue de 78 M€, frente a un déficit de 175 M€ en el mismo periodo del ejercicio anterior. Teniendo en cuenta los ingresos netos de liquidación, se ha calculado un índice de cobertura del 94,6% de la retribución acreditada.

La demanda nacional de gas en 2018 facturada hasta el 30 de junio ascendió a 153,6 TWh incluida carga de cisternas desde plantas (5,3 TWh). Esta cantidad es 10,9 TWh superior a la del mismo periodo de 2017, lo que supone un incremento del 7,6%.

Por otra parte, el número de consumidores declarado por las empresas distribuidoras a 30 de junio de 2018 ha ascendido a 7,86 millones, con un aumento interanual de 103.546 consumidores (+1,3%), de los que 1,6 millones se suministran con tarifa de último recurso.

España cuenta con cerca de 2.000 Estaciones Depuradoras de Aguas Residuales (EDAR), que tratan un volumen de agua residual de 4.097 hm3/año, lo que supone un total de 102 m3 de agua residual depurada por habitante y año.

El incumplimiento reiterado de la Directiva 271/91 sobre tratamiento del agua residual urbana por falta de instalaciones en municipios de pequeño y mediano tamaño ha acarreado a España una sanción de 12 millones de euros por parte del Tribunal de Justicia de la UE el pasado 25 de julio.

Gas renovable

El biometano es un gas renovable que se obtienen a partir de residuos y biomasa y que, una vez tratado, tiene las mismas cualidades que el gas natural y es directamente inyectable en la red de gaseoductos o apto para ser utilizado como carburante en automoción.

El biometano contribuye a una energía baja en carbono ya que 1 bcm de biometano recuperado de la biodegradación de la materia orgánica evita 16 Mt CO2 eq netas a la atmósfera, que equivaldrían al 30% del objetivo de reducción de CO2 de los sectores difusos(1).

El desarrollo del biometano está respaldado por la disponibilidad de tecnología, y en Europa hay 503 plantas de producción de biometano, frente a una sola en España, la planta de Valdemingómez en Madrid, aunque existen casi una decena de proyectos en marcha. La ausencia de apoyos al desarrollo del gas de origen renovable en España contribuye a esta situación.

Potencial energético en 2020

El biometano obtenido del tratamiento de aguas residuales daría España un potencial energético de 0,28 bcm, según un estudio de Naturgy coordinado por Energylab y con la colaboración de la Universidad Autónoma de Madrid, la Universidad de Barcelona, la Universidad de Valladolid, la Universidad Politécnica de Valencia y la Universidad de Cádiz.

Tomando como materia prima la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos además de los lodos de las depuradoras, según el IDAE2, el potencial accesible permitiría obtener en España 0,45 bcm/año de gases renovables en 2020, que cubriría prácticamente el consumo de gas natural de la ciudad de Madrid.
Si la producción tuviera también en cuenta otras materias primas como las derivadas del sector agroindustrial, el potencial de obtención de gas renovable llegaría cubrir hasta un 7,7% de la demanda de gas en línea con Europa, lo que convertiría al biometano -como está sucediendo en muchos países europeos- en un actor relevante en la mejora de la seguridad de suministro y la independencia energética.

España no debería perder la oportunidad que ofrece el gas renovable, el cual suma a todos los beneficios que ya aporta el gas natural como mejor combustible convencional, los propios de una energía renovable que se ajusta a los requerimientos de la economía circular.

(1) Fuente Sedigas

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La investigadora de Cetaqua Núria Basset presentó en REGATEC 2018 el proyecto CoSin (Combustibles Sintéticos), una apuesta por la economía circular y las energías renovables en dos plantas demostrativas instaladas en la EDAR de Sabadell para la producción de biometano y gas natural sintético.

Este proyecto innovador liderado por Gas Natural Fenosa está englobado dentro del concepto de Power-to-Gas, consistente en aprovechar la energía eléctrica excedentaria que proviene de fuentes renovables reconvirtiéndola en gas metano. En el caso de Sabadell, se investiga la producción de biometano a partir de hidrógeno procedente del agua y de CO2 (biogás) generado por digestión de los lodos de depuración, y se compara con una ruta alternativa: el enriquecimiento de biogás mediante tecnologías de membrana desarrolladas por Prodeval. Esta solución alternativa permitiría utilizar la infraestructura de gas existente para su transporte y almacenamiento. Cetaqua participa en la parte de upgrading o enriquecimiento del biogás en esta iniciativa liderada por Gas Natural Fenosa, en colaboración con el Instituto de Investigación de Energía en Cataluña (IREC), la Universidad Politécnica de Catalunya (UPC), y las empresas LABAQUA, FAE y AMES, entre otros colaboradores.

Más sobre CoSin

Cofinanciado por Fondos Europeos de Desarrollo Regional de la Unión Europea en el marco del Programa Operativo FEDER de Cataluña 2014-2020 y por ACCIÓ, mediante la Comunitat d’Energia RIS3CAT de Cataluña.

Esta iniciativa para la investigación industrial y el desarrollo de tecnologías asociadas a la síntesis de nuevos combustibles consta de dos líneas de investigación:

a) la generación de biometano a partir de enriquecimiento del biogás y metanación del CO2 residual

b) el desarrollo de electrolizadores de alta temperatura y co-electrolizadores

Rolls-Royce entregará dos MTU Onsite Energy natural gas, alimentando el conjunto de calefacción, refrigeración y energía con un sistema de trigeneración (CCHP por sus siglas en inglés), a Richmond University Medical Center, un centro de trauma de Nivel I en Staten Island, Nueva York (EE. UU.).

El proyecto de trigeneración está siendo administrado por Innovative Energy Strategies (IES) y forma parte de una expansión de instalaciones multimillonarias que supone un aumento sustancial en la capacidad del centro. Como uno de los dos centros de trauma de Nivel I en Staten Island, el Centro Médico de la Universidad de Richmond reconoció la importancia de las soluciones de suministro de energía alternativas, especialmente después de experimentar la devastación del Huracán Sandy en 2012.

Stewart & Stevenson Power Products – Atlantic Division, un distribuidor autorizado de MTU Onsite Energy (parte de Rolls-Royce Power Systems), ganó una puja competitiva para personalizar, suministrar y entregar los dos sistemas de trigeneración CCHP alimentados con gas natural.

“Después de evaluar los requisitos de instalación y mantenimiento del equipo para el proyecto, IES seleccionó MTU debido a la eficiencia en la conversión de combustible y los períodos de mantenimiento extendidos que reducen significativamente el costo total de propiedad”, dijo Marty.

Borruso, director en IES. “Otro factor importante fue la capacidad de los motores MTU para operar con gas a baja presión, esta característica es deseable en áreas urbanas densamente pobladas como la ciudad de Nueva York”.

Con una potencia nominal de 1.500 kWe y un rendimiento garantizado en condiciones ambientales elevadas, las unidades de CCHP proporcionarán energía continua limpia y eficiente al centro de trauma de 114 años de antigüedad. Las dos unidades de 50,000 libras estarán ubicadas en una antigua lavandería adyacente al hospital, que ha sido renovada para cumplir con las normas y regulaciones de atenuación de sonido. Las unidades se fusionarán discretamente con los sonidos de fondo de lo que es una zona residencial altamente concentrada y estarán protegidas de las condiciones externas dentro de la estructura.

“MTU Onsite Energy es socio desde hace mucho tiempo de las instalaciones de cuidados intensivos, como el Richmond University Medical Center“, dijo Christian Mueller, ingeniero de ventas senior de MTU Onsite Energy. “Este tipo de instalaciones tiene una obligación todo el año, las 24 horas del día, los 7 días de la semana con los pacientes, y mantenemos esa idea cuando desarrollamos soluciones de cogeneración. MTU Onsite Energy se enorgullece de ofrecer tranquilidad con la promesa de refrigeración, calefacción y energía a los centros de trauma cuando más lo necesitan “.

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