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Siemens presenta en el área portuaria de Bouzas del Puerto de Vigo, el proyecto Core LNGas Hive que permite el suministro de energía eléctrica a un buque ro-ro a través de un generador alimentado con gas natural licuado. Este programa, cofinanciado por la Unión Europea, busca reducir de manera efectiva las emisiones generadas por los barcos durante su estancia en el puerto, al sustituir el funcionamiento de los motores diésel de la nave por unidades móviles de GNL. Su diseño versátil permite su aplicación en cualquier barco y puerto.

El sistema, pionero en Europa, está compuesto por dos contenedores de 40 pies que facilitan tanto el transporte a bordo de las embarcaciones durante los trayectos entre puertos, como la carga y descarga de los mismos. Permite, a su vez, una rápida instalación en el muelle donde la embarcación esté atracada.

El primero de los contenedores, el principal, alberga en su interior un grupo motogenerador de gas, compuesto por un motor Siemens SGE56SL que lleva acoplado un alternador y es capaz de generar 823 kWe de potencia eléctrica a 400V/50Hz para abastecer de energía eléctrica la embarcación.

El segundo de los contenedores alberga el sistema de alimentación de gas de la unidad principal generadora. Dicho sistema de alimentación está compuesto por dos tanques de GNL de 5m3 cada uno, y una unidad de gasificación que proporciona el gas combustible necesario para alimentación del grupo motogenerador.Siemens ha sido responsable de la construcción del motor generador de gas, desarrollado en la fábrica de Zumaia, en Guipúzcoa. Se trata de un motor que pertenece a una nueva serie de generadores a gas para aplicaciones marinas que ofrecen la máxima fiabilidad y disponibilidad con mínimas emisiones en toda una gama de potencias. El motor está completamente adaptado al sector marítimo, ya que cumple con todas las condiciones para que funcione a bordo de un barco. Su refrigeración es externa, mediante un circuito secundario de agua de mar. La generación eléctrica a través de un motor de gas natural permite reducir cerca del 85% de los niveles de emisión de óxidos de nitrógeno y eliminar las emisiones de partículas en suspensión y óxidos de azufre.

La compañía muestra en Vigo cómo a través de su tecnología de última generación puede garantizar un suministro de energía rentable, seguro, eficiente y sostenible para todo tipo de barcos pesqueros, remolcadores, tanqueros, cargos, ferries, dragas y oceanográficos. Y es que, en los próximos años, estos requisitos resultarán imprescindibles, ya que los barcos deberán cumplir una serie de normas para poder faenar en otros países. Para ello, los armadores y astilleros deberán llegar a acuerdos para construir buques de mayor tamaño, con mayor potencia y respetuosos con el medio ambiente. Además, con estas pruebas, la autoridad portuaria de la ciudad cumple con la segunda etapa de lo establecido en el protocolo de este proyecto, que obliga a probar el sistema en tres puertos españoles. La primera prueba piloto tuvo lugar en el Port de Barcelona en diciembre de 2017.

GASNAM, asociación ibérica de gas natural y gas renovable para la movilidad, celebró el 15 de noviembre un seminario en Lisboa, con una audiencia de más de 150 profesionales del sector del transporte, la energía, la tecnología y la administración pública con el fin de difundir los aspectos más relevantes de la tecnología, el ahorro económico y la reducción de emisiones que proporciona el gas natural en la movilidad.

En el evento participaron el director general de Energía y Geología de Lisboa, Carlos Oliveira, junto a expertos de distintas empresas de empresas distribuidoras de gas natural, empresas de transporte, ingeniería y tecnología medioambiental. La jornada ha contando con el apoyo de las empresas Dourogás, PRF; Iveco, Galp, Seat y Naturgy como patrocinadores.

Los aspectos abordados durante el seminario se centran en los avances tecnológicos ya alcanzados y las perspectivas futuras para lograr una mayor eficiencia y rentabilidad tanto en el transporte terrestre como marítimo y en los beneficios medioambientales en términos de emisiones contaminantes y gases de efecto invernadero.

El presidente de Gasnam, Joaquín Mendiluce, inauguró el acto: “El gas natural es una alternativa económica, porque permite un ahorro en costes del 30% con respecto al diésel y del 50% con respecto a la gasolina; y ecológica, porque elimina óxidos de azufre, de nitrógeno, partículas y reduce sustancialmente las emisiones de CO2, pudiendo incluso eliminarlas si se utiliza gas renovable. Además, el gas natural cuenta con tecnología madura y disponible en toda la gama de producto. El GNC, que se utiliza principalmente en vehículos ligeros, tiene una autonomía de hasta 500km, que puede llegar incluso a los 1.400 km en los modelos híbridos (gas natural/gasolina). El GNL, que se utiliza para vehículos pesados o buques, aporta una autonomía de hasta 1.500 km”.

Carlos Mendonça de HAVI Logistics, Ângelo Oliveira de STCP, Sérgio Santos de Transportes Tres Mosqueteros y Joaquim Vale de ANTRAM han contado su experiencia y resultados de la utilización de GNC en el transporte profesional.

Carlos Mendonça resaltó que “tras cinco años utilizando esta tecnología y teniendo en cuenta los aspectos relacionados con la sostenibilidad ambiental y la reducción de consumos, el GNC forma parte de nuestra estrategia empresarial”.

Ramón Calderón de SEAT explicó las novedades tecnológicas ya disponibles en el mercado en cuanto a vehículos ligeros híbridos propulsados por GNC. Moisés Ferreira de PRF mostró las novedades de infraestructura de carga de la compañía, entre las que se encuentra una gasinera portátil: “en una continua búsqueda de soluciones alternativas y una fuerte apuesta por la tecnología de vanguardia, PRF es líder en la construcción de estaciones de servicio de vehículos de gas natural”.

João Dionísio de Sousa de GásLink demostrará la viabilidad de utilización de Gas Natural mediante un pipeline virtual. Nuno Moreira de Dourogás, Jorge Alegria de GALP y Piedade Colaco de Naturgy, presentaron su visión para el desarrollo de la red de infraestructuras de carga, tanto terrestres como marítimas, así como las ventajas significativas de este combustible alternativo en términos macroeconómicos, empresariales y medioambientales y su relevancia para la transición ecológica, para la promoción de la economía circular y para cumplir los acuerdos internacionales de reducción del cambio climático.

Ventajas del gas natural en la movilidad.

Hoy en día, el gas natural está proporcionando una reducción de las emisiones de CO2 que es comparable a la obtenida con un vehículo híbrido eléctrico-gasolina (HEV). El GNV garantiza la reducción constante de las emisiones de CO2 independientemente de las condiciones operativas: en condiciones de estado estable, como durante un viaje en carretera, un sistema HEV no puede proporcionar ninguna contribución sustancial, mientras que el bajo contenido en carbono del gas natural siempre se traduce en una reducción del 23-24% frente a la gasolina.

La evolución futura de los motores de GNC se centra hoy en el desarrollo e implementación de un nuevo sistema de inyección directa de gas que, en combinación con otras tecnologías de motores, mejorará aún más la eficiencia del motor. El proyecto Horizon 2020 GASON ( www.gason.eu ) demuestra la factibilidad técnica para mejorar la eficiencia actual del motor de GNC en un 10-12%. Esto supondrá la combinación de motores de alto rendimiento de GNC también en estructuras de motores híbridos, principalmente semi-híbridos eléctricos (MHEV) e híbridos eléctricos (HEV), que combinan los beneficios de ambas soluciones.

La transición a combustibles alternativos en el transporte pesado es bastante compleja, pues la necesidad de almacenar alta cantidad de energía a bordo es fundamental. Sustituir el equivalente de energía de 100 litros de combustible Diesel requeriría aproximadamente 3,5 t de baterías de iones de litio (de acuerdo con una densidad de energía de la batería de 280 Wh / kg). Por este motivo, el gas natural es la única alternaiva viable en la actualidad para sustituir a los derivados petrolíferos en el transporte pesado.

El gas natural se utiliza en el sector del transporte pesado desde hace varias décadas para todo tipo de aplicaciones: desde autobuses hasta camiones de transporte de mercancías. Las tecnología sde los vehíuclos de GNC son avanzadas, asequibles, seguras y están listas para la transición hacia un sistema de transporte más limpio y sostenible.

El enfoque de la importancia del gas renovable para el desarrollo de una economía circular descarbonizada también ha sido abordado durante la jornada. El gas renovable ofrece un mayor potencial de descarbonización para el sector del transporte reduciendo entre un 80% y 182% las emisiones de CO2.
El gas natural y renovable como combustible constituye un factor decisivo para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París en términos de cambio climático y proporciona ventajas en términos de autonomía y flexibilidad que aún no han alcanzado otras energías alternativas.

MAN Energy Solutions ha ganado el contrato para proporcionar una nueva solución de producción combinada de calor y electricidad (cogeneración) para el aeropuerto Ben Gurion en Tel Aviv, Israel. Como futura principal fuente de energía, un motor dual MAN 9L51/60DF suministrará al aeropuerto 9,2 MW de energía eléctrica. El motor funcionará principalmente con un suministro doméstico de gas natural. La entrega de la planta, tras su construcción por la compañía israelí Telemenia, está planeada para finales de 2019.

El motor de la central eléctrica no solo generará electricidad, sino que también contribuirá al sistema de aire acondicionado del aeropuerto a través de la cogeneración. En lugar de un enfriador de compresión convencional alimentado por electricidad, el sistema de aire acondicionado explotará el calor generado por el motor para proporcionar refrigeración.

La solución de cogeneración no solo aumenta la eficiencia de la planta hasta más del 70%, sino que el aeropuerto también ahorrará la electricidad que de otro modo se habría requerido para operar la enfriadora.

Una solución indispensable

Con más de 16,5 millones de pasajeros al año, el aeropuerto Ben Gurión es el aeropuerto más grande e importante de Israel, lo que hace indispensable un suministro de energía fiable. La operación de la nueva instalación significará que el aeropuerto ya no extraerá su energía de la red nacional sino que, más bien, operará independientemente del suministro energético público.

Para cumplir con los altos estándares de seguridad, se debe garantizar el suministro de energía del aeropuerto en caso de cualquier crisis. En consecuencia, la fiabilidad de la tecnología utilizada es de gran importancia. Gracias a su capacidad de combustible dual, el motor MAN 9L51/60DF permanecerá en pleno funcionamiento, incluso durante cualquier interrupción del suministro de gas.

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A finales de octubre de 2018, Rolls-Royce Power Systems abrió un nuevo Centro de Atención al Cliente en Augsburg, Alemania, que se centra exclusivamente en clientes de grupos electrógenos alimentados por gas natural. Esto lo convierte en uno de los cinco nuevos centros de servicio al cliente de la compañía que han entrado en funcionamiento desde principios de 2018. Los expertos de MTU trabajan juntos en diferentes ubicaciones y en varias zonas horarias para ayudar a los clientes de todo el mundo a mantener en funcionamiento sus equipos MTU Onsite Energy.

Rolls-Royce Power Systems también sigue adelante con la expansión de los servicios digitales para sus clientes. El equipo de Soluciones Digitales se duplicará hasta llegara a 80 empleados para finales de 2018.

Los productos MTU Go! ayudan a mejorar la monitorización digital de grupos electrógenos

Las herramientas digitales MTU Go! Act y MTU Go! Manage serán probadas pronto en las primeras centrales eléctricas. Reemplazan a los registradores de datos utilizados anteriormente y permiten que los expertos de MTU y el cliente monitoricen las unidades de forma remota, planifiquen el mantenimiento y la disponibilidad de repuestos, analicen los datos del operador y obtengan recomendaciones para mejorar la operación del producto.

Prime Energia confía en la capacidad de servicio asistido digitalmente de MTU

En Chile, se conectarán a la red pública cinco centrales de Prime Energia, con más de 200 MTU de grupos de MTU Onsite Energy, que proporcionarán una potencia total de 475 MW de capacidad de reserva para estabilizar el suministro energético en Chile. Los grupos electrógenos están conectados digitalmente a través de registradores de datos al equipo MTU Go! Manage la plataforma para monitorizar y analizar los datos del sistema. Prime Energia monitoriza las centrales en tiempo real y las controla a través del Centro de Operaciones de Red en Santiago.

Los acuerdos de MTU Value Care salvaguardan el tiempo de actividad del sistema

Cuando los nuevos acuerdos de servicio se juntan con estas nuevas herramientas digitales y la capacidad del Centro de Atención al Cliente de la compañía, los beneficios para el cliente en términos de fiabilidad, eficiencia y longevidad de los sistemas de generación de energía, son inmensos. El trabajo de mantenimiento preventivo se planifica de manera eficiente, los intervalos de mantenimiento se ajustan, se implementa una estructura de costes óptima y transparente, y se garantiza el tiempo de actividad del sistema.

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Atos ha presentado DORA, “Digital Operations for Retailer by Atos” su nueva plataforma digital para el sector de energía. Una suite de aplicaciones dirigida a minoristas de energía que operan en el mercado no regulado de electricidad y gas natural, que les permite transformarse digitalmente y realizar ofertas de manera ágil y segura.

“El sector de utilities es cada día más competitivo y debemos asegurar que nuestras herramientas digitales aportan ventajas reales a nuestros clientes. Con DORA ofrecemos a las empresas pequeñas y medianas un conjunto perfecto y completo de aplicaciones para la transformación digital de su negocio, diseñadas para maximizar la efectividad de los procesos de venta de electricidad y gas”, comenta Giuseppe Di Franco, CEO of Central Eastern Europe & Italy de Atos.

La nueva plataforma de aplicaciones de Atos, en línea con las normativas de cada país, integra todo el proceso que va desde el cliente hasta el back-end , minimizando la necesidad de actividades adicionales. DORA incluye más de 200 procesos y más de 1000 actividades, funciones y funcionalidades típicas de un minorista de energía, así como una herramienta automática de construcción de productos que les permite enriquecer su propio catálogo. También pone a su disposición una metodología específica y patentada que acompaña a la empresa, desde la fase de oferta hasta el mantenimiento, de una manera simple y transparente, reduciendo significativamente el TCO. Todo esto se traduce en una reducción de hasta el 50% del tiempo de comercialización, a la vez que asegura la agilidad y los niveles deseados de personalización.

Para satisfacer las necesidades estratégicas del minorista de energía y acompañarlo de la mejor manera posible en su transformación digital, DORA explota el poder de SAP S/4HANA. En el proceso diseñado con la metodología DORA, Atos también respalda a su cliente en la elección de la arquitectura, al definir y diseñar las plataformas de hardware que optimice y mejore el funcionamiento de la plataforma digital DORA en HANA, brindando la solución local en Bullion y BullSequana, servidores fabricados, en Private Cloud o en Public Cloud.

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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