Almacenar electricidad con gas natural: Power to Gas. Alezeia González García Centro Tecnológico de Gas Natural Fenosa Zaragoza, 30 de marzo de 2017

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1 Almacenar electricidad con gas natural: Power to Gas Alezeia González García Centro Tecnológico de Gas Natural Fenosa Zaragoza, 30 de marzo de 2017

2 Índice 1. Los retos del sector energético 2. El sistema gasista como almacenamiento de energía 3. La solución Power to Gas 4. Potencial P2G en España 5. Experiencias relevantes 6. Experiencias Gas Natural Fenosa 7. Conclusiones 1

3 1. Los retos del sector energético Política energética La necesidad de reducción de la dependencia energética Europea y de los compromisos de reducción de gases de efecto invernadero promueven los objetivos , los cuales para 2020 fijan: 20% de energía proveniente de fuentes renovables. 20% de reducción de consumo por mejora de la eficiencia. 20% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Dichos objetivos se ven superados en el 2030 (27% renovables) y en la hoja de ruta de 2050 (55%-97% renovables). COP21: España, conjuntamente con el resto de los 27 Estados miembros que forman la Unión Europea, ha presentado una única Contribución Nacional que establece objetivos de reducción al Estos objetivos son los que se aprobaron por el Consejo Europeo octubre de 2014, también conocidos como el Paquete de Clima y Energía al 2030, que supone una reducción de Gases de Efecto Invernadero del 40% respecto a 1990 Dentro de las energías renovables, la generación eólica y fotovoltaica son las que se prevé que tendrán un mayor desarrollo. La generación a partir de fuentes renovables tiene las siguientes características: Dependencia del recurso primario (viento, sol) Gran variabilidad Bajo ratio energía generada por potencia instalada 2

4 1. Los retos del sector energético El nuevo escenario del sector eléctrico La generación fotovoltaica presenta un patrón diario con ciclos estacionales GWh Producción fotovoltaica España (2014) La generación eólica tiene un carácter aleatorio con diferencias estacionales La punta de demanda no tiene por qué coincidir con la máxima producción renovable 6

5 1. Los retos del sector energético El nuevo escenario del sector eléctrico Evolución del parque de generación renovable en España (potencia y energía) [REE] MW Evolución potencia renovable instalada Evolución Potencia Instalada Evolución energía generada por renovables Hidráulica Hidraulica RE Eólica Solar Fotovoltaica Solar termoelectrica Térmica Renovable Térmica renovable engloba la generación a partir de biomasa, residuos sólidos urbanos, biogás Renovables: hidráulica, eólica, solar fotovoltaica, solar térmica, otras renovables y el 50% de los residuos sólidos urbanos. No incluye la generación bombeo. No renovables: nuclear, carbón, fuel/gas, ciclo combinado, cogeneración y residuos 4

6 1. Los retos del sector energético El nuevo escenario del sector eléctrico Origen de los vertidos de renovables: Por gestión de las restricciones técnicas Por desvíos en la producción en tiempo real rtidos restricciones técnicas en tiempo real Vertidos de eólica anuales Los vertidos producidos en 2013 hubiesen sido suficientes para abastecer más de viviendas ese mismo año * % de excedentes debidos a RT en tiempo real respecto a la producción total Vertidos de eólica mensuales RT Treal 2011 RT Treal 2012 RT Treal 2013 RT Treal

7 SOLUCIONES BAU NUEVAS SOLUCIONES 1. Los retos del sector energético Nuevas soluciones para el nuevo mix energético Aportes de flexibilidad Generación convencional de rápida respuesta Cambio en las reglas de juego de los mercados Mayor capacidad de interconexión Participación de la demanda Almacenamiento energético. Cobertura de demanda REE 3

8 2. La red de gas como sistema de almacenamiento de energía Convencional Generación eléctrica Capacidad útil de almacenamiento subterráneo de gas en España: GWh (9% del consumo anual de 2015, es decir, 35 días de consumo medio) Transformando ese gas en electricidad, se podría cubrir un 6,5% de la demanda eléctrica, es decir 24 días/año de consumo medio. 7

9 Red eléctrica Red de gas 3. La solución Power to Gas Concepto Power to Gas (P2G): Tecnología que permite generar hidrógeno a partir de agua y electricidad e inyectarlo en la red de gas, directamente o convertido en metano (gas sintético) mediante la reacción de Sabatier. Generación energía Viento Almacenamiento Sol e - Ciclo combinado Almacenes de gas H 2 O O 2 Electrolisis H 2 CO 2 Metanación CH 4 H 2 O 8

10 3. La solución Power to Gas Inyección de H 2 en la red de gas Límites de inyección de H 2 en la red de gas Si se inyecta en almacenamientos subterráneos, se puede producir H 2 S. Los depósitos metálicos para almacenamiento de gas comprimido sólo permiten un 2% de H 2. Las turbinas de gas permiten entre el 1 y el 5%. Los procesos de análisis cromatográfico estándar no son capaces de determinar con precisión las concentraciones de hidrógeno. PD-01 «Medición, Calidad y Odorización de Gas». 10

11 3. La solución Power to Gas Inyección de gas natural sintético en la red de gas Diferentes opciones para su producción Energía Renovable no gestionable Electrolizadores e - H 2 Hidrógeno H 2 H 2 H 2 Gasificación Syngas: CH4: 9-12% CO+CO2: 40-45% Digestión H2::40-50% anaerobia Metanación Syngas + H 2 Gas Natural Sintético Biogás: CH4: 55-60% CO2: 40-45% Digestión anaerobia Metanación Metanación Biogás + H 2 Gas Natural Sintético Biogás: CH4: 55-60% CO2: 40-45% CO2 CH4 CO 2 + H 2 Gas Natural Sintético 11

12 3. La solución Power to Gas Rendimientos del proceso Fuente; Fuente: Fraunhofer 12

13 3. La solución Power to Gas Costes de la producción de H 2 Producción de Hidrógeno Energía Renovable no gestionable e - Electrolizadores H 2 Estimado para instalación de 5 MWe, 1000 Nm 3 /h de H 2. Fuente DVGW 14

14 Costes de producción /MWh CH4 3. La solución Power to Gas Costes de la producción GNS a partir de CO 2 Producción de GNS a partir del CO 2 contenido en el biogás Energía Renovable no gestionable e - Digestión anaerobia Biogás: Metanación CO2 CH4 Electrolizadores H 2 H 2 GNS Estimado para instalación de 5 MWe, 1000 Nm 3 /h de H 2. Se ha considerado que el CO 2 que proviene del biogás no tiene coste. No se considera coste de separación de CO 2 del biogás (upgrading) ni beneficio del CH Precio electricidad ( /MWh) /MWhe 20 /MWe /MWhe Horas de operación Fuente DVGW 15

15 Costes de producción /MWh CH4 3. La solución Power to Gas Costes de producción a partir de biomasa Producción de GNS a partir de biomasa Energía Renovable no gestionable Gasificación e - Metanación Electrolizadores H 2 H 2 Este coste incluye todo el concepto de la gasificación. Planta 4 MWt biomasa CO2/CO/CH4/H2 G.N. Syngas: Precio electricidad ( /MWh) 50 /MWhe 20 /MWe 0 /MWhe Horas de operación Fuente DVGW 17

16 3. La solución Power to Gas Escalado de la tecnología Producción de Hidrógeno Producción de GNS a partir de CO2 Fuente DVGW 16

17 4. Potencial P2G en España Excedente de generación renovable 2030 Escenario basado ENTSO-E % de cobertura de la Suposición: demanda con renovables en 2030 Demanda GWh Excedente eléctrico 5,8% Generación renovable excedente Horas Duración de periodos de excedente GWh/año 0 1h 2h 3h 4h 6h 9h 12h 18h 24h 36h (*) ENTSO-E: European Network of Transmission System Operators, (**) Simulación y resultados del escenario obtenidos por el IIT: Instituto de Investigación Tecnológico de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI) 12

18 4. Potencial P2G en España Fuentes de CO 2 En España, se emitieron en 2013 un total de 102 Millones de toneladas de CO 2 Su posible utilización en P2G en muchos casos requiere sistemas de captura/concentración de CO 2 Fuente: PRTR. Registro estatal de emisiones y fuentes contaminantes) El potencial accesible de biogás a partir de residuos se estima en 2321,9 ktep/año en 2020 (1). El CO 2 contenido en ese biogás correspondería a unos 4,6 Millones de toneladas, que pueden ser aprovechadas con Power to Gas. (1)Fuente: PER

19 5. Experiencias relevantes Alemania Objetivo de renovables: 35% en 2020 y 80% en Proyectos GERG liderados por E.ON - Ruhrgas Inyección de hasta un máximo de 10% de Hidrógeno en un entorno residencial con 170 clientes de gas. Se verán los efectos en condiciones reales en calderas de diversos tipos y fabricantes. Adaptación de herramienta SmartSim para el cálculo seguimiento de la calidad de gas en la red, con la inyección de H2 Investigación de las tasas de permeabilidad del metano e hidrógeno a través de distintos materiales plásticos 19

20 5. Experiencias relevantes Alemania Audi-Plant, Werlte Objetivo: Planta piloto de power to gas mediante hidrólisis (3 x 2 MW), metanización (CO 2 procedente de digestión anaerobia de residuos ganaderos) e inyección a la red pública de gas natural. Puesta en servicio Fuente: AUDI-PLANT 19

21 5. Experiencias relevantes Holanda Power to gas in Rozenburg, NL. Objetivo: Desarrollar guías de diseño técnico para la construcción de una planta piloto de Power to Gas y demostrar criterios del proceso mediante la operación de la misma. Puesta en servicio Partners: Stedin, DNV GL, TKI Gas, Ayuntamiento de Rotterdam, Resort Wonen. Fuente: DNV-GL 20

22 6. Experiencias Gas Natural Fenosa Sotavento Gas Natural Fenosa, puso en marcha en 2007 el proyecto de Sotavento junto con la Xunta de Galicia. El piloto ha tenido como objeto el aprendizaje sobre la tecnología de producción de hidrógeno a partir de energía eólica, su almacenaje y su conversión, nuevamente en electricidad. En esta planta, de 280 MW de potencia, se han obtenido rendimientos estables de producción de H 2 del 75% con caudales de 60 Nm 3 /h. 21

23 6. Experiencias Gas Natural Fenosa Renovagas Proceso de Generación de Gas Natural Renovable Proyecto piloto de una planta de producción de gas natural sintético de 15 kw. Para ello se producirá hidrógeno en un electrolizador y posteriormente en un reactor de metanación se introducirá el hidrógeno con una corriente de biogás para la producción del gas natural sintético. La panta piloto se instala en una EDAR en Jerez de la Frontera de FCC-Aqualia. Consorcio: Enagas, CNH2, GNF, CSIC, Aqualia, Tecnalia, Abengoa H2 Duración: Tarea GNF como líder: Seguimiento tecnológico y estudio del potencial de P2G en España Cuadro eléctrico Electrolizador Reactor de metanación 22

24 7. Conclusiones La política energética europea supone un impulsor del desarrollo tecnológico en el campo del almacenamiento por los nuevos retos que impone ante escenarios de alta penetración de renovables. La integración de las diferentes formas de energía supone una mejora de la eficiencia en el uso de infraestructuras, tanto en el transporte de electricidad como en el sistema gasista. El power to gas contribuye al cumplimiento de los objetivos de reducción de dependencia energética y de reducción de emisiones. Para obtener una viabilidad técnica y comercial de la solución power to gas, se requiere avance en nuevos dispositivos y materiales, que mejoren los rendimientos de los procesos asociados y los costes. El escalado de las soluciones supone un reto en el medio plazo. Hoy en día el P2G es una tecnología en desarrollo, pero con importantes ventajas para convertirse en el sistema de transformación y almacenamiento de energía imprescindible en el futuro. 23

25 Muchas gracias Esta presentación es propiedad de Gas Natural Fenosa. Tanto su contenido temático como diseño gráfico es para uso exclusivo de su personal. Copyright Gas Natural SDG, S.A.