Almacenar electricidad produciendo gas natural: Power to Gas

El almacenamiento de la electricidad

Manuel Calvo Díaz Director de Innovación Tecnológica GNF Sevilla 4 de febrero de 2016

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1. Las necesidades eléctricas 2. Las escalas de almacenamiento 3. La solución Power to Gas 4. Experiencias externas (otros países) 5. Experiencias Gas Natural Fenosa: Sotavento y Renovagas 6. Conclusión

Índice

Contexto

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1. Las necesidades eléctricas

La necesidad de reducción de la dependencia energética Europea y de los compromisos de reducción de gases de efecto invernadero promueven los objetivos 20-20-20, 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). Dentro de las energías renovables, la generación eólica y solar 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

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 2030. 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

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• El despliegue de energía renovable requiere incrementar la flexibilidad del sistema.

La flexibilidad se puede conseguir mediante: una generación tradicional más flexible, una mayor participación de la demanda, una mayor capacidad de interconexión (mayor mercado) y mediante almacenamiento energético. El almacenamiento permite:

• Reducir la capacidad de generación controlable de alto coste (su bajo uso sólo en puntas implica el alto coste) • Evitar interrumpir la generación renovable (recurso perecedero) cuando no es posible ser absorbida en el sistema

Incremento de la flexibilidad 1. Las necesidades eléctricas

• Evolución del parque de generación renovable en España (potencia y energía), REE.

Algunos números 1. Las necesidades eléctricas

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10000

20000

30000

40000

50000

60000

2010 2011 2012 2013 2014 2015

MW Evolución Potencia Instalada

Hidráulica Hidraulica RE Eólica

Solar Fotovoltaica Solar termoelectrica Térmica Renovable

(*) El descenso producido en la contribución renovable en el año 2015 es debido principalmente a la menor producción hidráulica respecto a 2014)

Fuente: REE

(*) Térmica renovable engloba la generación a partir de biomasa, residuos sólidos urbanos, biogás…

4

5

• Por restricciones en el sistema, ya se está interrumpiendo la generación renovable en determinados momentos, lo que implica el desaprovechamiento del recurso renovable.

• Esta situación se verá agravada con el crecimiento de la potencia instalada renovable.

Algunos números 1. Las necesidades eléctricas

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100

150

200

250

300

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450

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Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

GWh

p

RT Treal 2011

RT Treal 2012

RT Treal 2013

RT Treal 2014

Excedentes eléctricos anuales debidos a interrupciones por restricciones técnicas

Excedentes eléctricos mensuales debidos a interrupciones por restricciones técnicas

RT Treal 2011

RT Treal 2012

RT Treal 2013

RT Treal 2014

(*) Se entiende por excedente debido a a restricciones técnicas en tiempo real a los producidos por exceso de producción y por excedentes debidos a restricciones técnicas del mercado diario a los debidos a acciones de REE para garantizar la estabilidad de la red,

* % de excedentes debidos a RT en tiempo real res pecto a la producción total

Los vertidos producidos en 2013 hubiesen sido

suficientes para abastecer más de 300.000 viviendas

ese mismo año

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• La generación solar presenta un patrón diario pero con diferencias estacionales

• La generación eólica tiene un patrón más aleatorio con ciclos diferentes al diario

• Normalmente, la máxima demanda de energía no coincide con la máxima producción renovable.

Variabilidad diaria y estacional 2. Las escalas del almacenamiento

0100200300400500600700800900

1000GWh Producción fotovoltaica España (2014)

0%

1%

2%

3%

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5%

0%

5%

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30%

Cobe

rtur

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a)

Cobe

rtur

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a)

Cobertura de la demanda España (2014)

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• Capacidad útil de almacenamiento subterráneo de gas en España: 29.141 GWh lo que supone un 9,6% del consumo anual de 2014, 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.

El almacenamiento de gas 2. Las escalas del almacenamiento

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• Bajo el concepto de Power to Gas (P2G), se sitúa la 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:

• El almacenamiento de la energía se realiza aprovechando la capacidad de almacenamiento propia del sistema gasista

3. La solución Power to Gas

Viento

Sol

Electrolisis H2O

Metanación CO2

H2

e- Almacenes de gas

Red

elé

ctric

a

Red

de

gas

Ciclo combinado

CH4

H2O

O2

Generación energía

Almacenamiento

Rendimientos del proceso

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Con el rendimiento de los electrolizadores actuales:

50-55%

3. La solución Power to Gas

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3. La solución Power to Gas Inyección de H2 en la red de gas

En España, la normativa que rige la calidad que debe cumplir el gas natural para poder ser inyectado es el PD-01 «Medición, Calidad y Odorización de Gas». Dicho protocolo establece un porcentaje de hidrógeno máximo del 5%.

El hidrógeno generado en los electrolizadores puede ser inyectado en las redes de distribución de gas natural en un porcentaje del 10% pero algunas limitaciones: • Si se inyecta en almacenamientos subterráneos donde puedan existir bacterias sulfato reductoras

se puede fomentar la producción de H2S. • Los depósitos metálicos para almacenamiento de gas comprimido sólo permiten

concentraciones de hidrógeno del 2%. • Las turbinas de gas de las centrales térmicas o de cogeneraciones pueden trabajar con

concentraciones de H2 de entre el 1 y el 5%, si bien se está trabajando para incrementar ese porcentaje hasta el 15%.

• Algo similar ocurre con los motores de gas. En este caso se está trabajando con los sistemas de regulación de los mismos para permitir concentraciones mayores.

• Los procesos de análisis cromatográfico estándar no son capaces de determinar con precisión las concentraciones de hidrogeno.

Fuente: Marcogaz

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3. La solución Power to Gas Inyección de H2 en la red de gas

Limites de inyección de H2 en la red de gas en diferentes países. Variabilidad entre diferentes normas nacionales. Complejas interpretaciones

% H2 (volumen) permitido

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3. La solución Power to Gas Inyección de gas natural sintético en la red de gas

Syngas: CH4: 9-12% CO+CO2: 40-45% H2::40-50%

Energía Renovable no gestionable

Electrolizadores

e- H2

Digestión anaerobia

Metanación Biogás: CH4: 55-60% CO2: 40-45%

H2

Digestión anaerobia Metanación

Biogás: CH4: 55- 60% CO2: 40-45%

CO2

CH4

Gasificación

Metanación

H2

Gas Natural Sintético

Hidrógeno

Gas Natural Sintético

Gas Natural Sintético

H2

Syngas + H2

Biogás + H2

Diferentes opciones para su producción

CO2 + H2

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Escenario basado ENTSO-E 2030

3. La solución Power to Gas Potencial P2G en España. Escenario de excedente eléctrico. 2030

Aproximadamente 20.000 GWh/año de excedente

Generación renovable excedente

≈ 3000horas de excedente eléctrico

(*) 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)

3.013 2.641 2.371 2.128

1.717 1.245

941 723 591 393

0

1.000

2.000

3.000

4.000

1h 2h 3h 4h 6h 9h 12h 18h 24h 36h

Horas Duración de periodos de excedente

Suposición:

68% de cobertura de la demanda con generación renovable en 2030

Demanda prevista 2030 342.000 GWh Excedente eléctrico 5,8%

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En España, se emitieron en 2013 un total de 102 Millones de toneladas de CO2 (Fuente: PRTR. Registro estatal de emisiones y fuentes contaminantes)

3. La solución Power to Gas Potencial Power to Gas en España. Fuentes de CO2

Su posible utilización en P2G en muchos casos requiere sistemas de captura/concentración de CO2

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 CO2 contenido en ese biogas correspondería a unos 4,6 Millones de toneladas, que pueden ser aprovechadas en proceso Power to Gas.

(1)Fuente: PER 2011-2020

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3. La solución Power to Gas Costes de producción H2

Energía Renovable no gestionable Electrolizadores

e-

H2

Producción de Hidrógeno

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200

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300

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Cost

es d

e pr

oduc

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€/M

Wh

H2

Horas de operación

50

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0

Precio electricidad (€/MWh)

0,000,100,200,300,400,500,600,700,800,90

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Cost

es d

e pr

oduc

ción

€/N

m3

H2

Horas de operación

50

20

0

Precio electricidad (€/MWh)

Estimado para instalación de 5 MWe, 1000 Nm3/h de H2.

Energía Renovable no gestionable

Digestión anaerobia

Metanación

Electrolizadores

e-

GNS

Biogás:

H2

CO2

CH4

H2

Producción de GNS a partir del CO2 contenido en el biogas.

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1,00

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Cost

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e pr

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€/N

m3

CH4

Horas de operación

50

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0

Precio electricidad (€/MWh)

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3. La solución Power to Gas Costes de producción GNS a partir de CO2

• Estimado para instalación de 5 MWe, 1000 Nm3/h de H2. Se ha considerado que el CO2 que proviene del biogas no tiene coste.

• No se considera coste de separación de CO2 del biogas (upgrading) ni beneficio del CH4 separado, contenido en el biogas de origen.

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Cost

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€/M

Wh

CH4

Horas de operación

50 €/MWhe

20 €/MWe

0 €/MWhe

Precio electricidad (€/MWh)

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3. La solución Power to Gas Costes de producción a partir de biomasa

Producción de GNS a partir de biomasa. Incluye gasificación + P2G

Energía Renovable no gestionable

Gasificación Metanación

Electrolizadores

e-

G.N.

Syngas:

H2

CO2/CO/CH4/H2

H2

• Este coste incluye todo el concepto de la gasificación. Planta 4 MWt biomasa

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de

prod

ucci

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/MW

h CH

4Horas de operación

50 €/MWhe

20 €/MWe

0 €/MWhe

Precio electricidad (€/MWh)

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0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Cost

es d

e pr

oduc

ción

€N

m3

h CH

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Horas de operación

50 €/MWhe

20 €/MWe

0 €/MWhe

Precio electricidad (€/MWh)

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3. La solución Power to Gas Evolución costes. Tamaño y evolución de la tecnología

Producción de Hidrógeno

Producción de GNS a partir de CO2

Fuente DVGW

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• Los objetivos de generación eléctrica de origen renovable para Alemania se han fijado en un 35% en 2020 y 80% en 2050. Esta circunstancia está impulsando el P2G en Alemania y se ha convertido, sin duda, uno de los países más avanzado en esta materia.

4. Experiencias externas (otros países) Alemania

Potencial 2050 aprox. 50.000 millones m3/año

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• Proyectos GERG liderados por E.ON

4. Experiencias externas (otros países) Alemania

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

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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.

• Partners: Stedin, DNV GL, TKI Gas, Ayuntamiento de Rotterdam, Resort Wonen.

4. Experiencias externas (otros países) Holanda

Fuente: DNV-GL. Regatec 2015

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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 H2 del 75% con caudales de 60 Nm3/h.

5. Experiencias Gas Natural Fenosa Sotavento

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• Proyecto piloto con el objetivo de desarrollar 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 se instalará en una EDAR en Jerez de la Frontera de FCC-Aqualia.

• Consorcio: Enagas, CNH2, GNF, CSIC, Aqualia,Tecnalia, Abengoa H2 • Duración: 2014-2016 • Seguimiento tecnológico y estudio del potencial de P2G en España

5. Experiencias Gas Natural Fenosa Renovagas

“Proceso de Generación de Gas Natural Renovable”

Cuadro eléctrico

Electrolizador

Reactor de metanación

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• 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.

6. Conclusión Power to gas. Cadena de valor

Para la red eléctrica •Permitir mayor penetración de renovables

•Evitar interrumpir renovables. •Evitar inversiones en instalaciones de corte de punta.

•Reducir emisiones de CO2. •Absorber energía reactiva

Para la industria del gas • Valorizar los activos de transporte y distribución.

•Creación de un nuevo negocio: la generación de gas sintético.

• Reducir emisiones de gases efecto invernadero.

Para la sociedad •Reducir importaciones de combustible. Independencia energética.

• Mejorar la seguridad de suministro. • Reducir emisiones. • Creación de puestos de trabajo y riqueza

Muchas gracias

Esta presentación es propiedad de Gas Natural Fenosa. Tanto su contenido temático como diseño gráfico es para uso exclusivo de su personal.

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