31/01/2022-El Ministerio publica la consulta pública para las ayudas a proyectos de Biogas

Resumen para los proyectos de Orden por la que se aprueban las bases reguladoras y programas de incentivos para la concesión de ayudas a proyectos singulares de instalaciones de biogás, en el marco del PRTR y de Resolución para una primera convocatoria

Enlace: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico - DetalleParticipacionPublica (energia.gob.es)

Según el PNIEC ( Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) se debe establecer el marco para la implantación de gases renovables, entre ellos el biogas

Vigencia: hasta el 31 de diciembre de 2025

Se otorgarán en régimen de concurrencia competitiva, como subvención a fondo perdido

Las ayudas reguladas por esta orden serán compatibles con cualquier otra ayuda de forma acumulada, no se superen los costes subvencionables, ni se superen los límites establecidos por el Reglamento (UE) n.º 651/2014, de 17 de junio de 2014

La aceptación de la ayuda que se conceda con la resolución definitiva implicará la renuncia del beneficiario a la obtención de certificados ecológicos o certificados verdes,

No podrá ser beneficiaria la Administración General del Estado ni sus organismos públicos vinculados o dependientes

Los beneficiarios a los que va dirigido cada programa de incentivos son:

a) El programa de incentivos 1 está dirigido a los beneficiarios que realicen alguna actividad económica por la que ofrezcan bienes y/o servicios en el mercado.
b) El programa de incentivos 2 está dirigido a beneficiarios que no realicen actividades económicas por las que ofrezcan bienes y/o servicios en el mercado, incluyendo entre los mismos, personas jurídicas públicas que cumplan con los requisitos establecidos por la Comisión Europea para ser entidades no generadoras de actividad económica.

Instalaciones subvencionables

a) Realización de instalaciones de producción de biogás con las materias primas incluidas en cada convocatoria, mediante digestión anaerobia siempre que se produzca un aprovechamiento energético del mismo o se use para la producción de biometano en las instalaciones objeto de subvención (apartado b).

b) Realización de instalaciones para que a partir de biogás se lleve a cabo producción de calor, generación de energía eléctrica, cogeneración (porcentaje de ahorro de energía primaria (PES) > 10 %) o a partir de biogás de nueva generación, incluyendo por tanto el apartado a, se lleve a cabo su depuración hasta biometano para uso en transporte, inyección a red, usos térmicos distintos del transporte o para su uso en cogeneración eléctrica de alta eficiencia.

c) Realización de instalaciones para tratamiento del digerido

Máximo para unidad subvencionada <= 15M€

Solo se admitirán instalaciones iniciadas en fecha posterior al registro para la subvención

Las instalaciones deberán lograr una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de al menos un 80 % en el caso de producir electricidad o calor, e igual o superior al 65 % para su uso en el transporte

Las solicitudes para la obtención de las ayudas se dirigirán al órgano instructor, y estarán disponibles para su cumplimentación y presentación en la sede electrónica del IDAE (https://sede.idae.gob.es), donde se dispondrán los medios electrónicos de ayuda necesarios

Metodología para evaluar las solicitudes

La evaluación de las solicitudes tendrá en cuenta los siguientes criterios de valoración:
a) Criterio económico
b) Criterio tecnológico
c) Las externalidades positivas que podrán incluir los siguientes conceptos, entre otros:
1º Transición Justa y Reto Demográfico.
2.º Comunidades de energías renovables
3º Impacto social y de género
4º Entidades públicas
5º Pequeña empresa
6º Mediana empresa
7º Presentación de Informe del Gobierno autonómico y/o local relativo a la adecuación del proyecto a las prioridades de la política autonómica y/o local

Puntuación:

Criterio económico Entre 0 y 60 puntos
Criterio tecnológico Entre 0 y 60 puntos
Externalidades positivas Entre 0 y 40 puntos

En el siguiente apartado resumimos el Proyecto de convocatoria, es decir, como se concretaran las convocatorias de las ayudas:

Proyecto de Resolución de XX de XX de 2021 del Consejo de Administración de E.P.E. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), por la que se formaliza la primera convocatoria del programa de incentivos a proyectos singulares de instalaciones de biogás, en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia 

Dotación

50M€ a fondo perdido

Plazo de entrega de la documentación

1 mes des de la publicación de la convocatoria

Beneficiarios

Dentro del programa de incentivos 1: Empresas, Consorcios, Universidades ,Personas físicas ( autonomos), Comunidades energéticas, SES,

Inicio de l de las actuaciones después de la fecha de registro de la solicitud de la ayuda

Finalización máxima antes del 31 de marzo de 2025   y para instalaciones de igual o más a 1M€ hasta 30 de junio del 2025

Inversión mínima 100.000€ y subvención máxima 15M€

Coste subvencionable  Csu = Ceu – Cuf ( Ceu : Coste elegible y Cud: Coste de la instalación de referencia)

Dentro del programa de incentivos 2: Sector público, Organizaciones sin ánimo de lucro,

Inicio de l de las actuaciones con posterioridad a la fecha de publicación en el BOE de las bases reguladoras de estas ayudas contenidas en la Orden TED/XXX2021

Finalización máxima antes del 31 de marzo de 2025 y para instalaciones de igual o más a 1M€ hasta 30 de junio del 2025

Inversión mínima 100.000€ y subvención máxima 15M€

IGIC incluido si no se puede compensar

Coste subvencionable (Csu =Ceu), siempre y cuando no se supere el límite de coste subvencionable unitario máximo

Actuaciones subvencionables

Tipología T1-producción de biogás

Substratos admisibles  

-Fracción orgánica de residuos municipales

-Lodos de depuradoras

-Otros residuos: Industriales, deyecciones ramaderas , otros cultivos que no sean energéticos

Tipología T2-Aprobechamiento del biogás

-T2.1 (1) Instalación de producción de calor con biogás

-T2.2 (2) (3) Instalación de producción de electricidad con biogás

-T2.3 (3) Instalación de cogeneración de alta eficiencia con biogás.

-T2.4 (4) (5) Instalación de depuración hasta biometano

Tipología T3- Realización de instalaciones de tratamiento del digerido en línea con los principios de economía circular

a) Acondicionamiento físico (separación sólido-líquido, ósmosis inversa, otros)
b) Recuperación de nutrientes
c) Eliminación de nutrientes (nitrificación – desnitrificación, otros).
d) Reutilización de la fracción líquida en el propio proceso o tratamiento de la fracción líquida para la obtención de fertilizantes minerales
e) Tratamiento de la fracción sólida para la obtención de compost (compostaje) 12
f) Higienización y almacenaje del digerido bruto para su uso como fertilizante orgánico.

Combinaciones posibles de tipologías:

C1 Producción de biogás, aprovechamiento energético del mismo y tratamiento del digerido :T1+T2+T3

C2 Producción de biogás y aprovechamiento energético del mismo: T1 + T2

C3 Aprovechamiento energético del biogás producido en una instalación existente y tratamiento del digerido  : T2+T3

C4 Aprovechamiento energético del biogás producido en una instalación existente :T2

Para la producción de Biometano deberá ser C1 o C2 y deberá cumplir la siguiente formula : PT1 - (Pcal + PEel/Rel + PEcog/Rcog) = PM/RM

Costes elegibles

-Equipos para la producción del biogas y su uso

-Equipos para la preparación del substrato

-Sistemas de distribución de calor/frio a puntos de consumo

-Sistemas de compresión y de almacenamiento de gases renovables comprimidos

-Sistemas de control y monitorización

-Transporte y montaje, puesta en marcha, controles de calidad y ensayos de las instalaciones

-Obra civil y obras relacionadas

-Sistema eléctrico

-Desmantelamiento de unidades existentes

-Redacción de proyectos

-Dirección facultativa

-Seguridad y salud

-Gestión de solicitud de la ayuda ( Sólo serán elegibles los gastos de gestión que no superen el 4% del importe de la ayuda solicitada, con un límite máximo de 3.000€ por expediente)

-Los costes de gestión de la justificación de la realización de las actuaciones

-El informe del auditor sobre la cuenta justificativa.

-Costes relativos al cumplimiento de las obligaciones del principio DNSH

-Otras partidas que sean debidamente justificadas como necesarias

El IVA, el estudio de impacto ambiental y otros gastos de promoción del proyecto NO son subvencionables

Costes subvencionables y cuantías. Como calcularlas

Ayuda base

Ayuda adicionales : por reto demográfico (<5000hab), por tamaño de empresa --> 10 puntos para empresas medianas y 20 para empresas pequeñas

Ayuda máxima para el programa de incentivos 1 : Coste subvencionable  Csu = Ceu – Cuf ( Ceu : Coste elegible y Cud: Coste de la instalación de referencia)

Ayuda máxima para el programa de incentivos 2: Coste subvencionable  Csu = Ceu  (  Cud: Coste de la instalación de referencia) siempre y cuando no se supere el límite de coste subvencionable unitario máximo Csumax

Coste subvencionable unitario máximo MU ( €/KW)

Porcentajes de ayuda en función de la tipología T2 ( consultar tabla en la orden): Acal, Ael, Acog, Am

Coeficiente de materias primas (CMP)

Cálculo del porcentaje de ayuda de las tipologías T1 y T3 se realiza teniendo en cuenta el Coeficiente de materias primas ( CMP). At1 = At3

Porcentaje de ayuda adicional por el reto demográfico( Ard = 5%) y tamaño de empresa ( Ame = 10% mediana y Ape= 20% pequeña):

Cálculo del coste subvencionable unitario solicitado de las instalaciones de las tipologías T1 y T2: Csu: Coste subvencionable unitario solicitado = Coste subvencionable solicitado (€)/ Potencia (KW)

Cálculo del importe de la ayuda para las instalaciones de la tipología T1:    IAT1 = (At1+ Ard+ Ame + Ape) x MIN ( Mut1, Csut1) x Pt1  --> Pt1 potencia térmica en KW

Cálculo del importe de la ayuda para las instalaciones de la tipología T2: T2.2, T2.2, T2.3:

IAcal( T2.1) = (Acal+ Ard+ Ame + Ape) x MIN ( Mut1, Csut1) x Pcal  --> Pcal potencia térmica en KW = Q( m3/h) x PCS(Kwh/m3)

IAel (T2.2) = (Ael+ Ard+ Ame + Ape) x MIN ( Muel, Csuel) x PEel  --> PeEl potencia eléctrica en KW = Q( m3/h) x PCS(Kwh/m3) x n

IAcog( T2.3) = (Acog+ Ard+ Ame + Ape) x MIN ( Mucog, Csucog) x PEcog  --> PEcog potencia eléctrica en KW = Q( m3/h) x PCS(Kwh/m3) x n

IAm(T2.4) = (Am+ Ard+ Ame + Ape) x MIN ( MUb, Csum) x PM  --> PM potencia térmica en KW = Q( m3/h) x PCS(Kwh/m3)

Cálculo del importe de la ayuda para las instalaciones de la tipología T3

IAT3 = (At3+ Ard+ Ame + Ape) x MIN (Cst3, LAt3, Cet1)

Cálculo del importe de la ayuda total del proyecto: 𝐼A total = 𝐼𝐴T1 + 𝐼𝐴cal + 𝐼𝐴el + 𝐼𝐴cog + 𝐼𝐴m + 𝐼𝐴T3

Cálculo del importe de la ayuda total solicitada del proyecto : IAtotal sol = K x 𝐼A total (0 ≤ K ≤ 1)


20/04/2022-La CNMC ha publicado el Informe sobre las subastas de cogeneración

INFORME A LA PROPUESTA DE PROCEDIMIENTO DE ASIGNACIÓN DEL RÉGIMEN RETRIBUTIVO ESPECÍFICO EN LAS CONVOCATORIAS PARA INSTALACIONES DE COGENERACIÓN DE ALTA EFICIENCIA

Algunos de los puntos a destacar:

  1. Apoya la inclusión de las instalaciones con biomasa
  2. Apoya la inclusión de las instalaciones de más de 50MW
  3. Substitución de las instalaciones de combustión más contaminantes , promoción de la construcción de instalaciones más eficientes y con menor impacto medioambiental, incorporación de  instalaciones que aporten potencia firme y síncrona durante un periodo en el que se integrará un elevado contingente de generación renovable asíncrona y no gestionable.
  4. Obligación de acogerse a una modalidad de autoconsumo podría llevar a diseños ineficientes, generar tratamientos asimétricos a distintas industrias y conseguir efectos contrarios a los buscados, al desincentivar la participación en la subasta (influyendo en su nivel de competencia y precios) de precisamente las configuraciones con un mayor autoconsumo .
  5. Desaconseja obligar a que las unidades puedan utilizar 10% de hidrogeno ya que aseguran que las técnicas actuales de transporte de hidrogeno puedan quedar obsoletas cuando haya este gas disponible
  6. El diseño de la subasta, combinado con la gran cantidad de productos definidos (13) da lugar a cupos de oferta por producto reducidos que, combinados con la indivisibilidad de tramos, pueden desincentivar la participación en la subasta, causar que parte de la potencia quede sin adjudicar y elevar los precios marginales resultantes de la misma.
  7. Algunos productos, como las modificaciones de instalaciones existentes del subgrupo a.1.2  al subgrupo a.1.1 podrían no encontrar incentivos suficientes para su transformación, pese a que son las conversiones que mayor mejora medioambiental producirían.
  8. Adaptar el precio eléctrico tenido en cuenta para la subasta a los precios actuales
  9. La potencia a subastar de 1.200 MW, si bien es coherente con lo establecido en la medida 2.16 del PNIEC12, es inferior a la potencia de las cogeneraciones que terminarán su vida útil regulatoria hasta el año 2024.

Enlace al documento: https://www.cnmc.es/ca/node/394263


El MITECO lanza a participación pública la propuesta de subastas para adjudicar 1.200 MW de cogeneración hasta el año 2024

La subasta regulará el mecanismo para el otorgamiento del régimen retributivo específico a 1200 MW para instalaciones de cogeneración de alta eficiencia de los grupos:

a.1.1: Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural.

b.6 y b.8: Cogeneraciones que usen como combustible principal biomasa.

EL calendario estimado para la asignación de potencia es el siguiente:

 

Volúmenes mínimos de potencia (MW) por año

 

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Incremento

351

442

407

0

0

0

Acumulado

351

793

1200

1200

1200

1200

 

El objetivo es la renovación del parque de cogeneración existente, sustituyendo las instalaciones de combustión más contaminantes y promoviendo la construcción de nuevas instalaciones más eficientes y con menor impacto medioambiental, que den cumplimiento a los requerimientos normativos más exigentes en estas materias.

El borrador de la subasta publicado, al cual pueden presentarse alegaciones hasta el día 20 de enero del 2022, contiene, a modo de resumen general, la siguiente información:

 

Condiciones básicas

Se establece un requisito para el fomento del autoconsumo que se fija en el 30% de la producción, además las instalaciones del subgrupo a.1.1 deberán estar preparadas para consumir al menos un 10% de hidrógeno renovable.

Los ganadores obtendrán una retribución específica con una rentabilidad razonable fijada en el 7,09%.

El aval a presentar será de 20€/kW para la potencia que se pretenda ofertar.

Los participantes en las subastas ofertarán una reducción de precio sobre el valor estándar de inversión inicial de la instalación tipo de referencia (descrita en el anexo1 de la orden) en la que se encuadre la instalación ofertante, y será de tipo marginal.

La entidad administradora de la subasta será OMIE, siendo la CNMC la entidad supervisora.

 

Tipología de instalaciones

Se distinguen las siguientes tipologías de instalaciones a subastar:

a) Potencia para nuevas instalaciones del subgrupo a.1.1, distinguiendo según rango de potencia:

  • P < 1 MW (Código ITR-0106)
  • 1MW ≤ P < 10MW (Código ITR-0107)
  • 10MW ≤ P < 25MW (Código ITR-0108)
  • 25MW ≤ P < 50 MW (Código ITR-0109)

b) Potencia para modificación de instalaciones existentes del subgrupo a.1.1 que se mantengan en dicho grupo, distinguiendo por rango de potencia

  • P < 1 MW (Código ITR-0110)
  • 1MW ≤ P < 10MW (Código ITR-0111)
  • 10MW ≤ P < 25MW (Código ITR-0112)
  • 25MW ≤ P < 50 MW (Código ITR-0113)

c) Potencia para modificación de instalaciones existentes del subgrupo a.1.2 que se transforman al subgrupo a.1.1, distinguiendo por rango de potencia

  • P < 1 MW (Código ITR-0114)
  • 1MW ≤ P < 10MW (Código ITR-0115)
  • 10MW ≤ P < 25MW (Código ITR-0116)
  • 25MW ≤ P < 50 MW (Código ITR-0117)

d) Potencia para nuevas instalaciones de los grupos b.6 y b.8

  • P < 50 MW (Código ITR-0118)

La resolución por la que se convoque la subasta establecerá la cantidad de potencia asignada a cada tipología de instalación, así como la cantidad de potencia asignada a cada grupo de potencias.

 

Vida útil

Las cogeneraciones que operen con gas natural tendrán reconocida una vida útil regulatoria de 10 años y las que operen con biomasa de 20 años. El detalle de los cupos de potencia para cada rango de potencia y tipología de instalación se publicará en las resoluciones que convoquen cada subasta, al igual que las fechas de celebración.

 

Si requieres de asesoramiento técnico al respeto no dudes en contactarnos.

Adjuntamos los enlaces a las propuestas de Orden (y Real Decreto) de la subasta de cogeneración, y la de los parámetros retributivos del 2S 2020 y 1S 2021:

ENLACE: Propuesta de Orden para el otorgamiento del Régimen Retributivo Específico a instalaciones de cogeneración

ENLACE: Propuesta de Orden por la que se establecen nuevas instalaciones tipo y los valores de retribución a la operación del segundo semestre de 2020 y primero de 2021, aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica.

 

 


El MITECO saca a consulta pública el borrador de la hoja de ruta de Autoconsumo

El Marco Estratégico de Energía y Clima, sienta las bases de modernización, creación de empleo y desarrollo de energías limpias de la próxima década. El PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) es una de las herramientas fundamentales, que precisa identificar los retos y oportunidades del autoconsumo y establecer medidas para asegurar su despliegue masivo, con el objetivo de llegar a 9.000 MW de autoconsumo para 2030.

En el PENIEC se establecen las líneas de actuación en lo referente al autoconsumo, con fuentes de energía renovables que acerquen la producción al consumo para reducir pérdidas.

Entre las medidas propuestas, destacan el impulso del autoconsumo colectivo y las comunidades energéticas, la promoción de la cadena industrial y los nuevos modelos de negocio, contratación pública de energía renovable, la simplificación de tramitación y otras medidas regulatorias que puedan mejorar la agilidad en la tramitación de instalaciones, actuaciones específicas en las islas o en las zonas de transición justa, etc. Además, situar al ciudadano en el centro es una de las principales aspiraciones de la transición energética.

 

También se prevé la creación de una Mesa Nacional de Autoconsumo con las comunidades autónomas con el fin de mejorar la coordinación entre las distintas administraciones, y se proponen actuaciones para mejorar la divulgación, el conocimiento y la aceptación del autoconsumo por parte de toda la población.

Plazo para presentar alegaciones desde el martes, 16 de noviembre de 2021 hasta el lunes, 29 de noviembre de 2021

 

 


Cogeneración en invernaderos – beneficio triple

El requerimiento de energía en invernaderos es constante y elevado. Esto significa que una solución CHP de 2G rinde aún más en este entorno, y no solo en forma de electricidad y calor.

Las frutas y verduras frescas son extremadamente populares, y no solo entre los chefs. Para garantizar que los tomates, fresas, pimientos, etc. estén disponibles durante todo el año, se requieren invernaderos que simulen el entorno natural de las plantas lo más fielmente posible. Esto incluye la temperatura adecuada, así como suficiente luz durante la fase de crecimiento, escenario ideal para el uso de la cogeneración. Estas condiciones se ven reforzadas aún más por la opción de utilizar el CO2 y así apoyar el proceso de crecimiento de las plantas.

Los invernaderos precisan gran fiabilidad del sistema de cogeneración: la producción y la calidad del producto final dependen en gran medida de una fuente de alimentación continua y bien regulada.

Otra manera de entender los invernaderos

La tecnología en invernaderos se puede optimizar mediante la regulación específica de la luz, la sombra, el agua, los nutrientes y el calor. Lucas Gesenhues, del equipo de ventas internacional de 2G explica: “El diseño y el tamaño del sistema de cogeneración dependen en gran medida de la región, el producto que se está cultivando y el modelo comercial del operador. El hecho de que el operador tenga una cadena de procesamiento adicional, una cámara frigorífica o un sistema de iluminación para el invernadero también juega un papel clave para el concepto energético y su eficiencia económica”.

Un sistema de iluminación artificial consume una cantidad significativa de energía en el invernadero, pero también hay muchos otros pequeños consumidores como sistemas de riego, bombeo o sistemas de monitoreo y control.

Tiempos de funcionamiento en función del consumo de calor.

Además de cubrir los requisitos de demanda eléctrica, el diseño de un equipo que se adapte a las necesidades de calefacción también es esencial al instalar sistemas de cogeneración en invernaderos. Los sistemas de cogeneración en invernaderos generalmente operan de 3.000 a 4.500 horas anuales; esto varía según el proyecto. En aplicaciones tradicionales como centros de jardinería en los países del Benelux, tenemos intervalos de operación de aproximadamente 4.000 horas, que tienen lugar exclusivamente en la temporada de cultivo. Según Gesenhues, no son solo las condiciones climáticas exteriores o la temporada lo que es clave, sino toda la interacción entre la temperatura, el sol, el riego, etc.: “En los invernaderos, lo importante es apoyar el crecimiento de cada tipo de cultivo de manera óptima en todo momento. Tenemos esto en cuenta desde la etapa de ingeniería. Para el control de la planta, por lo tanto, es esencial hacer coincidir las propiedades técnicas y las características del sistema de cogeneración con parámetros como la humedad, las temperaturas o el contenido de CO2 del aire.

 

La fertilización con CO2 aumenta aún más la eficiencia

Además de la cobertura habitual de los requisitos de electricidad y calor con CHP, la eficiencia de los invernaderos aumenta aún más, ya que el CO2 liberado en el proceso de combustión se puede utilizar para fertilizar las plantas. Esto funciona de la siguiente manera: las sustancias nocivas de los gases de escape, como el monóxido de carbono y los óxidos de nitrógeno, se neutralizan en una reacción catalítica. Lucas Gesenhues también hace referencia a la interacción del CO2 con la electricidad y el calor generados: “El CO2 siempre se agrega cuando hay fotosíntesis, es decir, cuando hay luz del día. Para invernaderos sin iluminación, solo durante el día, para invernaderos con iluminación artificial, también durante la noche en algunos casos. Con nuestra tecnología de cogeneración, podemos suministrar CO2 según sea necesario.

 

Un potencial enorme para la tecnología de cogeneración en invernaderos

Muchos invernaderos en todo el mundo ya confían en los beneficios de un suministro de energía confiable y eficiente utilizando tecnología CHP con fertilización con CO2. Lucas Gesenhues resume: “El beneficio triple de suministro de energía, suministro de calor y fertilización con CO2 significa que un sistema de cogeneración se puede utilizar en prácticamente cualquier invernadero. Con nuestra amplia experiencia en proyectos a nivel global, podemos suministrar soluciones individuales y hechas a medida para cualquier aplicación”.

 


Energy Decentral galardona con la medalla de oro 2021 la gama de cogeneración a Hidrógeno 2G

Con el agenitor H2, 2G Energy ha logrado que el hidrógeno al 100% sea adecuado para su uso permanente en sistemas de cogeneración y llevar el concepto a la madurez. 2G ha recibido ahora el "Premio a la Innovación" de DLG por su desarrollo exitoso.

Desde 2014, la DLG (del alemán Asociación Agrícola Alemana) ha estado otorgando el Premio a la Innovación en el marco de la Energy Decentral, considerada una de las ferias líderes del sector energético en Alemania. A pesar de que el evento de forma presencial fue cancelado debido a la pandemia, la comisión de expertos neutrales de la DLG eligió el CHP de hidrógeno de 2G como única innovación para recibir la medalla de oro entre un total de 81 opciones elegibles. La presentación oficial tuvo lugar el 9 de febrero de 2021.

Una década de experiencia con el uso de H2 en cogeneración.

El desarrollo de equipos de cogeneración que funcionan exclusivamente con hidrógeno comenzó hace más de diez años en 2G, en un proyecto en Berlín, mucho antes de que se tomara la decisión de eliminar gradualmente la energía nuclear en Alemania.

“2G siempre ha tenido un espíritu innovador, además de una larga experiencia en el campo del desarrollo de motores a gas. Esto ha proporcionado la base para el desarrollo de equipos de cogeneración que usan hidrógeno como combustible” explica el CTO Frank Grewe. "Aún mejor es, que en el momento en que la tecnología ha alcanzado su madurez, el hidrógeno se está postulando como un elemento clave en la transición energética y el mix energético del futuro”, continúa Grewe. Además de un proyecto conjunto con Stadtwerk Haßfurt, que fue nombrado "CHP del año" por la revista especializada Energie & Management, 2G ya ha implementado con éxito otros ocho proyectos de hidrógeno.

La tecnología consolidada a gas, se puede actualizar para operar con hidrógeno

Todos los cogeneradores operados con hidrógeno se basan en la probada tecnología de motores de gas de 2G, que ha sido operada con éxito por miles de clientes en todo el mundo. Grewe hace aquí referencia a los procesos y cadenas de suministro consolidadas: “La primera regla con cualquier nuevo desarrollo es ofrecer al cliente un producto atractivo. Además de un precio competitivo en el mercado. Al utilizar muchos componentes del sector de gas natural y biogás, así como procesos de producción casi idénticos, podemos mantener los costos de equipamiento comparativamente bajos". Otro objetivo importante del desarrollo ha sido la posibilidad de convertir las plantas de gas natural o biogás existentes para operar con hidrógeno en el futuro. “Ya tenemos algunos pioneros entre nuestros clientes que prefieren usar hidrógeno como combustible hoy, pero prácticamente todos los equipos instalados ahora se pueden actualizar para funcionar con hidrógeno el día de mañana. Nuestro consejo para todos los operadores es: gas natural hoy, hidrógeno mañana”.

La cogeneración a hidrógeno para compensar la inestabilidad de solar y eólica.

El CEO Christian Grotholt está encantado con el premio, particularmente en vista de las discusiones sobre el cambiante mercado energético: “Estamos muy contentos de haber sido galardonados con la medalla de oro en el Premio a la Innovación y nos gustaría expresar nuestro más sincero agradecimiento a los jueces. Recibir este premio en uno de los eventos más frecuentados del sector energético en Alemania es también una confirmación de la relevancia de los sistemas de cogeneración descentralizados".

En cuanto a la interacción eficiente con la energía eólica y solar: “A la luz de la creciente volatilidad en la red eléctrica debido a la mayor expansión de la energía eólica y fotovoltaicas, combinado con el progresivo cierre de la energía nuclear y del carbón, estamos cada vez más necesitados de un medio fiable para equilibrar el suministro, un sistema que compense las diferencias entre producción y demanda. La cogeneración como complemento de la energía eólica y solar, permite precisamente eso, y con el uso de hidrógeno hace que este servicio flexible se proporcione de una manera climáticamente neutra”, afirma Grotholt.

Los sistemas de cogeneración forman la columna vertebral de la revolución energética

Grotholt no quiere descansar en este éxito: “Vemos el premio principalmente como una motivación y un incentivo para continuar por este camino exitoso. Con nuestros productos y servicios innovadores, tenemos una gran oportunidad para ayudar a crear un suministro de energía seguro, ecológico y asequible".