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Bruselas incluye el H2Med y la red de hidrógeno como proyectos de interés

Bruselas incluye en H2Med y la red española de hidrógeno en la lista de proyectos de interés común

Creado por Hidrogeno Verde Sin Comentarios

La decisión, que se presentará al Consejo y a la Eurocámara para su aprobación en 2024, supone un importante avance para su financiación con fondos europeos.

La Comisión Europea ha incluido este martes el corredor para transportar hidrógeno verde desde Portugal hasta Alemania, pasando por España y Francia en la lista de proyectos de interés común (PCI) que abren la puerta a optar a la financiación europea en la construcción de infraestructuras consideradas significativas para poder alcanzar la neutralidad climática en 2050. Entre las conexiones que se incluyen en este proceso está el hidroducto planeado para llevar hidrógeno verde desde Barcelona a Marsella, el llamado H2Med, a través del Mar Mediterráneo. Junto a esa infraestructura, el Ejecutivo comunitario incluye otros 165 proyectos transfronterizos en su propuesta que ahora tiene que contar con la aprobación del Consejo de la UE y el Parlamento Europeo en 2024.

El proyecto H2Med, antes llamado BarMar, empezó a ver la luz en 2022, después de que fracasara el intento de construir un gaseoducto a través de los Pirineos y de que España se llegara a plantear construir una infraestructura marítima entre Barcelona y Génova. Finalmente, se optó por la alternativa que va de la capital catalana a la ciudad francesa de Marsella. Los cálculos son que la instalación del tubo submarino cuesta unos 2.500 millones y se aspira a que la mitad lo financie la UE, de ahí que el paso dado por el Ejecutivo comunitario sea capital para la viabilidad del proyecto.

Proyecto estratégico

El plan inicial contaba con la participación de España, Portugal y Francia, al que poco más tarde se sumó Alemania. La participación de Berlín aumentó mucho las opciones de que este proyecto se considerara estratégico porque atravesaba prácticamente medio continente con una infraestructura con muchos elementos para ser considerada proyecto de interés común: complementario en el mercado energético interior; respaldo para lograr los objetivos energéticos en 2050, impulso para el abandono de los combustibles fósiles, transfronterizo.

El corredor completo está formado por un proyecto de construcción de unas infraestructuras internas en Portugal, España, Francia y Alemania. Y, además, cuenta con dos interconexiones transfronterizas: entre Portugal y España, la prevista de Celorico da Beira a Zamora, y entre España y Francia, la ya famosa de Barcelona a Marsella, que tendrá 455 kilómetros. La primera tendrá una capacidad máxima de 0,75 millones de toneladas de hidrógeno renovable y una longitud de 248 kilómetros. La segunda dispondrá de una capacidad máxima de dos millones de toneladas y una longitud de 455 kilómetros.

La lista incluye 165 proyectos

Además del corredor de Portugal a Alemania, la lista aprobada este martes por Bruselas incluye otros 165 proyectos. De ellos, 85 son de electricidad, incluyendo 12 para almacenamiento, otros 12 en alta mar y cinco de redes inteligentes. También hay planes para el hidrógeno, como el H2Med, y electrolizadores, en total 65. Otros proyectos son las 14 redes de CO2 para impulsar la captura y almacenamiento de carbono.

A la posibilidad de acceder a la financiación comunitaria, la calificación como proyecto de interés común suma otras ventajas porque agiliza los procedimientos para que se concedan los permisos de construcción, si bien conlleva un plazo vinculante de 3,5 años. También permite una tramitación más rápida de las perceptivas evaluaciones ambientales y que sea una autoridad nacional quien se haga cargo de los trámites administrativos.

Fuente: El País

hidrógeno verde en Aragón

El Gobierno concede ayudas por 37 millones a cuatro proyectos aragoneses de hidrógeno

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Los proyectos seleccionados se quieren poner en marcha en las localidades zaragozanas de Caspe, La Zaida, Morata de Jalón y Zuera

Aragón se vuelve a posicionar en los primeros puestos de la carrera del hidrógeno verde, llamado a generar un nuevo modelo industrial y económico. Cuatro proyectos de la comunidad autónoma, que se quieren implantar en las localidades zaragozanas de Caspe, La Zaida, Morata de Jalón y Zuera, han logrado captar ayudas por un valor total de 37 millones de euros en la resolución provisional de una de las líneas de apoyo del Perte Erha, el proyecto estratégico para la recuperación y la transformación económica de energías renovables, hidrógeno renovable y almacenamiento.

Este territorio ha sido el que más dinero se ha llevado en esta adjudicación, el 24,6% de los 150 millones asignados. En concreto, se trata de la segunda convocatoria del programa de incentivos a proyectos pioneros y singulares de hidrógeno renovable (H2 Pioneros), que gestiona el instituto para la Diversificación y Ahorro Energético (IDAE).

El organismo adscrito al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha dado el visto bueno a 14 propuestas en el territorio español. Cuatro de esas propuestas son aragonesas, es decir, casi el 30% del total. Estas últimas iniciativas movilizarán inversiones que superan los 81,8 millones de euros, un presupuesto que será cubierto en un 45% con las ayudas ministeriales.

Los proyectos

El proyecto de Caspe consiste en una planta de producción de hidrógeno a partir de fuentes renovables. El promotor es el grupo Capital Energy, a través de sus filiales Walia Energy y Capital Energy. Ha logrado 15 millones de euros para levantar una instalación con una inversión total de 27,7 millones.

Esta compañía es una de las más activas del sector de las renovables en Aragón, con una cartera de más de 1.000 megavatios eólicos. Dispone de una oficina en Zaragoza desde la que aborda su crecimiento en la comunidad. Además, también ha mostrado su interés por desarrollar nuevas tecnologías de almacenamiento e hidrógeno verde. Prueba de ello es que se incorporó al patronato de la Fundación Hidrógeno de Aragón.

El IDAE otorga 15 millones a Endesa, a través de su filial de renovables Enel Green Power, para una instalación de este tipo en La Zaida. Un municipio vinculado históricamente a una industria química para la que es clave la apuesta por nuevas fuentes energéticas para su descarbonización.

Otro de los proyectos seleccionados en Aragón, denominado AlHyCem Floxal H2, lo impulsa en Morata de Jalón la multinacional francesa Air Liquide, especializada en el suministro de gases industriales. Esta localidad zaragozana es conocida por contar con una planta cementera de Cemex, uno de los mayores consumidores de energía de la comunidad que también está interesado en reducir sus emisiones de carbono.

La cuarta iniciativa parte de la compañía portuguesa Fusion Fuel, especializada en hidrógeno verde, que quiere poner en marcha en Zuera la iniciativa H2 Jorge. Aunque se desconocen los pormenores de esta inversión, probablemente está vinculada al grupo cárnico asentado en esta población y que tiene el mismo nombre que el proyecto.

Un centenar de propuestas

El interés por promover en Aragón infraestructuras vinculadas a esta fuente de energía sostenible ha quedado también reflejado por el elevado número de propuestas provenientes de este territorio. Del centenar que se han presentado, hay 14 que ponen sus ojos en la comunidad, si bien, diez de ellas no han sido agraciadas con la convocatoria. No obstante, queda por conocer la resolución definitiva una vez finalice el proceso de alegaciones.

Las ayudas del IDAE se enmarcan en el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, financiado por la Unión Europea. El Gobierno pretende posicionar a España como referente tecnológico en producción y aprovechamiento del hidrógeno renovable, creando cadenas de valor innovadoras.

Fuente: El Periódico de Aragón

un proyecto innovador para integrar el hidrógeno verde en la refinería

El hidrógeno verde se integra en la refinería gracias a un proyecto innovador europeo, Ephyra

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Una planta de electrólisis suministrará hidrógeno verde a una refinería.

Corinth, del grupo Motor Oil, es una de las refinerías líderes en Europa y la refinería privada más grande de Grecia. Situada en la localidad de Aghioi Theodoroi, el hidrógeno se usa principalmente en los procesos de refino para eliminar impurezas que se encuentran en el petróleo crudo, por ejemplo el azufre. Para mejorar los productos petrolíferos, la refinería produce actualmente hidrógeno basado principalmente en fuentes primarias químicas. Ahora, el reto es producir hidrógeno renovable e integrarlo en la planta mediante un proyecto innovador.

Es lo que se ha propuesto Ephyra, un proyecto innovador y pionero que demostrará a escala industrial, en una planta de 30 MW, la producción de hidrógeno a partir de energías renovables y haciendo uso de tecnología de electrólisis mejorada. La planta de electrólisis se integrará con la refinería de Motor Oil y suministrará hidrógeno renovable para los procesos de la refinería y otras industrias de la zona.

Itainnova trabaja en un gemelo digital para desarrollar algoritmos de control.

En este proyecto financiado por la Comisión Europea a través del Programa Horizonte Europa, participa Itainnova junto a otras entidades de Grecia, Alemania, Francia, Países Bajos, Italia y Reino Unido.

Si bien la producción de hidrógeno a escala industrial es un proceso que se utiliza desde hace mucho tiempo, «el reto actual es la producción de hidrógeno verde», destaca Claudio Rivetta, técnico del área de Ingeniería Eléctrica de Itainnova. Actualmente, la generación de hidrógeno verde en la refinería es de tan solo entre el 1 y el 3%. «La capacidad de generación de hidrógeno a través de electrolizadores o usando fuentes primarias de energía renovable debe ser incrementada para que este método de producción sea un porcentaje importante en la producción de hidrógeno en cualquier refinería», incide.

A corto plazo, «el hidrógeno verde producido por la unidad de electrólisis se utilizará en parte para sustituir el hidrógeno fósil que se emplea en la refinería (al menos 1.200 toneladas al año de hidrógeno gris producido por el reformador de metano de vapor de la refinería a partir de gas natural), mientras que otra parte se utilizará para desarrollar el mercado del hidrógeno en el sector del transporte pesado».

Proyecto innovador

Lo que hace especialmente innovador este proyecto es «la magnitud del electrolizador y el hecho de que la producción de hidrógeno verde estará integrada en el proceso de la refinería, también que se utilizarán varias fuentes de energía renovable y se reutilizarán otras energías para alimentar el electrolizador», destaca Rivetta.

La tendencia es «crear sistemas modulares de electrolizadores, de modo que operando en conjunto permitan incrementar la potencia total del sistema de electrolizadores y la producción de hidrógeno verde».

Además, la producción de hidrógeno renovable para uso industrial se desarrollará cumpliendo los principios de economía circular. Aparte de acoplar al electrolizador sistemas de producción renovable, contará con una tecnología innovadora de recuperación de calor residual, se optimizará el uso del agua y se aprovechará el oxígeno producido actualmente en la refinería.

Un gemelo digital

Itainnova se va a ocupar del desarrollo del sistema de gestión de la energía, construyendo los algoritmos de control para la optimización de la red eléctrica. Esta red estará compuesta por fuentes renovables, almacenamiento de baterías, recuperación de calor para su transformación en energía eléctrica y un electrolizador de 30 MW para la producción de hidrógeno.

Su primera tarea para el proyecto innovador Ephyra será desarrollar un modelo digital «que se integrará en el modelo de l refinería existente», señala Rivetta. Itainnova desarrollará la parte del modelo digital asociada con las fuentes de energía renovables y el sistema de gestión y control de las mismas».

El gemelo digital de la red eléctrica industrial «servirá para desarrollar los algoritmos que permiten optimizar la producción y el almacenamiento de hidrógeno y energías renovables». Ese algoritmo de control se evaluará mediante simulaciones utilizando como modelo el gemelo digital del electrolizador y la red eléctrica industrial. Posteriormente, los algoritmos se validarán utilizando un emulador a escala en el laboratorio Zero Emisiones de Itainnova. Esto permitirá ajustar los algoritmos en un entorno real pero controlado. Finalmente, el sistema de gestión de la energía se desplegará en los módulos de control de la infraestructura de la red del demostrador de 30 MW, en Grecia.

Un laboratorio Zero emisiones para probar las redes eléctricas del futuro

El laboratorio de Zero Emisiones de Itainnova está pensado para dar respuesta a los retos que plantean las redes eléctricas en el futuro. Unas redes que, ya sabemos, serán bidireccionales, distribuidas y con un alto porcentaje de energías renovables. El laboratorio permite analizar la estabilidad de la red con dinámicas de milisegundos. Dentro de poco, las redes aisladas, o incluso que combinen el trabajo en isla y en conexión serán más frecuentes, y el laboratorio permitirá evaluar la transición entre los modos isla y en conexión a la red de transporte y distribución.

Aunque a través de modelos matemáticos y plataformas de simulación es posible mejorar los métodos de gestión y operación de la red, hace falta conectar con el mundo real. «El laboratorio es un paso intermedio en la validación del diseño, pues permite incorporar sistemas reales, pero de una potencia menor», señala Claudio Rivetta, experto en redes híbridas de Itainnova.

«Reproducir la red eléctrica del futuro y poder responder a todos los retos»

La idea es «reproducir la red eléctrica del futuro y poder responder a todos los retos que afrontamos», resalta Rivetta. En realidad, detalla, «se trata de reproducir, a una escala de potencia manejable dentro de la instalación de Itainnova, los principales comportamientos, operaciones y limitaciones de la red eléctrica». El laboratorio de Zero Emisiones está basado en una microrred híbrida compuesta por un ramal en corriente alterna y otro en corriente continua. «Así estamos preparados para estudiar gestiones y operaciones tanto en sistemas de continua como de alterna», señala. La red incorpora distintas fuentes de energía renovables, fuentes de almacenamiento, conectadas a la red de forma similar como lo harían en la red eléctrica actual.

«La microrred del laboratorio funcionando en modo isla (no conectada a la red) podría representar, a pequeña escala, la red eléctrica del futuro. Con este modelo reducido, estudiaremos problemas de estabilidad de la red eléctrica debido a la interacción entre fuentes de energía renovable y el almacenamiento, limitaciones en la comunicación entre estos recursos, etc. Esto nos va a permitir definir estrategias de control para la futura red eléctrica y las microrredes».

¿Cómo se hace?

A través de un ordenador es posible calcular el consumo eléctrico y traducirse ese resultado en un consumo eléctrico real a través de un dispositivo llamado carga electrónica. «Usando una carga electrónica cuya potencia sea acorde con la potencia de la microrred, es posible simular, a través de gemelos digitales, el comportamiento energético de edificios, ciudades, plantas industriales, etc., e introducir en la microrred el consumo equivalente de dichos sistemas». Así, se pueden crear en el laboratorio estructuras reales o a escala donde, a través de simulaciones, se combinan distintas fuentes de energía renovables reales y consumos generados. Es «la mejor manera de testear y valorar algoritmos de gestión del sistema en un ambiente controlado, combinando la gestión de la red eléctrica, fuentes de almacenamiento y energía renovables y la operación de la planta virtual».

En el proyecto Ephyra, el laboratorio Zero Emisiones se utilizará para, de forma virtual, modelar a escala la operación de la planta de hidrógeno y refinería, así como la gestión de los recursos reales de energía renovable.

Fuente: Heraldo