Pero en muchas aplicaciones como son la calefacción y el agua caliente en el parque existente de edificios, en procesos de alta temperatura en la industria, y en el transporte por carretera tanto de vehículos pesados de pasajeros y de mercancías, así como en vehículos ligeros con trayectos diarios medios o largos y en el transporte marítimo, la electrificación no es una solución completa, fiable ni asequible.
Además, el almacenamiento eléctrico a gran escala y en periodos estacionales no está resuelto todavía y la electrificación en la cobertura de las actuales demandas térmicas, conlleva un redimensionamiento de la actual infraestructura de transporte y distribución eléctrica, con unos costes de inversión muy elevados y poco asequibles.
Por ello, en las utilizaciones mencionadas, así como en otras muchas, es preciso la utilización de combustibles con emisiones neutras de CO2, en especial con el empleo del gas renovable, que, además, por su muy baja emisión de contaminantes locales, ayuda a mejorar la calidad del aire urbano, que respiramos.
El gas renovable. Definición y procedencia
El gas renovable es aquel gas combustible, obtenido a partir de fuentes renovables, que en su empleo tiene un balance neutro o incluso negativo de emisiones netas de CO2.
Tienen la consideración de gases renovables, el biogás, el biometano, el hidrógeno verde (obtenido a partir de electricidad renovable), el hidrógeno azul (obtenido a partir del gas natural, incluyendo la captura y secuestro de carbono) y el gas natural sintético (syngas o SNG).
Siempre que sea posible, inyectar el gas renovable en la red de gas existente es la solución más eficiente, ya que a través de ella se puede utilizar este gas en el conjunto de consumidores de gas existentes y que por la capacidad de almacenamiento de esta red se puede acoplar las curvas de producción de gas renovable a la curva global de demanda, obteniendo un aprovechamiento del 100%, no siendo preciso el quemado en antorchas por una sobreproducción respecto a la demanda local.
Además, este almacenamiento `puede tener una capacidad estacional a unos costes asequibles, aspecto este que constituye uno de los mayores hándicaps de las soluciones eléctricas, en especial con el crecimiento previsto de generación eléctrica renovable de tipo no gestionable (eólica, fotovoltaica) que no dispone hoy de soluciones, ni en capacidad ni en coste de adquisición, que permitan un almacenamiento que ajuste la curva de producción eléctrica a la curva de demanda.
Para esta inyección de gas renovable es preciso asegurar que no se altere la calidad del gas actualmente consumido para así no afectar a los consumidores y sus usos. Este aspecto ya está procedimentado por el Gestor Técnico del Sistema gasista (GTS) a través de su protocolo de detalle PD01 “Medición, calidad y odorización del gas” que en su punto 5.2 especifica las características generales del gas no convencional que se inyecte en la red de gas.
El biogás y el biometano
Es el proceso consistente en la descomposición bacteriológica de materia orgánica (residuos sólidos urbanos, aguas residuales, residuos agrícolas y ganaderos, cultivos energéticos e incluso algas) en ausencia de oxígeno (digestión anaeróbica), que produce biogas, una mezcla de metano, CO2 e impurezas, y un fertilizante orgánico sólido, denominado digestato, que es un biofertilizante.
El biogas, con un contenido de metano entre el 50 y el 65%, es sometido a un proceso posterior, denominado “upgrading”, en el cual se eliminan las impurezas, se retira el CO2, que puede emplearse en otros procesos de obtención de gas renovable, resultando un gas intercambiable con el gas natural distribuido, permitiendo entonces su inyección en la red de gas.
Una fuente de materia prima que se está desarrollando especialmente en Francia, norte de Italia, UK y Alemania es la de “cultivos intermedios”, en terrenos con una cosecha principal destinada a consumo humano y animal, con períodos dentro del año en los que se puede introducir una segunda cosecha con destino energético. De este modo, el impacto en la cadena alimentaria es nulo, consiguiendo además un crecimiento de la actividad económica de las áreas rurales ayudando a fijar su población y crear nuevos puestos de trabajo.
El biogas hoy se emplea mayoritariamente de modo local en motores de cogeneración y/o en calderas, para la cobertura de las demandas internas y si en algunos períodos no se puede hacer ese aprovechamiento, el biogas generado se debe quemar en antorchas lo cual produce ineficacias energéticas.
Por ello, el biogas debe llevarse a unas condiciones normalizadas (upgrading), en este caso a una composición intercambiable con el actual gas natural.
El proceso de upgrading tiene como objetivo la eliminación de contaminantes del biogas como son el SH2, amonio, los siloxanos (partículas en suspensión) y el CO2.
El SH2 se extrae mediante sistemas de adsorción, filtrado biológico o mediante lavado químico y para el CO2 se disponen de las siguientes tecnologías:
• PSA (Pressure Swing Adsorption). Proceso físico en el que se adsorbe (a presión) el CO2 en reactores con carbón activo, dejando circular el gas ya enriquecido en metano.
• PWS. Absorción física con agua a presión. Basada en la mejor disolución del CO2 en agua.
• Absorción química en solución de aminas. Lavado con solvente químico (alcanolamina)
• Separación en membranas. Proceso físico de filtración a través de una membrana.
• Criogenización. Proceso de separación a través de la licuefacción a bajas temperaturas, basado en las diferentes temperaturas de condensación (-160ºC para el metano y -78ºC para el CO2)
Se debe tener en cuenta que si en el biogas existe cierto contenido de aire (N2 y O2), su extracción es difícil y costosa en cualquiera de los procesos, salvo en el de criogenización.
En cuanto al análisis económico de estas instalaciones, se deben considerar 3 elementos, la planta de producción de biogas, la de upgrading y la conexión e inyección en la red de gas.
Una primera aproximación se puede observar en el estudio realizado por la IEA Bioenergy en 2014, en el que se muestra que los principales costes corresponden a la obtención del biogas y su paso a biometano, mientras que la conexión e inyección en la red de gas queda en un segundo plano, excepto si la red existente no estuviera próxima y exija una gran extensión.
En cuanto a las plantas de producción de biogas, la inversión inicial, así como el coste de operación y mantenimiento depende tanto del tipo de materia prima empleada como del tamaño de planta, pero en un primer análisis sus costes específicos se elevan para tamaños de planta pequeños. No obstante, es preciso apuntar que estas plantas, independiente de su faceta energética, son necesarias para poder realizar el tratamiento de esos residuos para reducir el impacto sobre el medioambiente y para “reciclarlos” de acuerdo con una “economía circular”.
En cuanto a las plantas de upgrading, la inversión inicial, así como el coste de operación y mantenimiento depende del tamaño de planta y de la tecnología empleada, considerando en un primer análisis que sus costes específicos se elevan para tamaños de planta pequeños.
El hidrógeno verde
El hidrógeno verde es un gas renovable producido a partir de fuentes de energía renovable (eólica, fotovoltaica, termosolar, hidráulica, etc) y que en su combustión no emite GEI. Su composición base es la molécula de hidrógeno que en ciertas aplicaciones puede emplearse directamente, o para aprovechar la capacidad de almacenamiento de la actual infraestructura de gas, se plantea su inyección bien como hidrógeno directamente (hasta una concentración del 5%), bien en forma de metano, tras un proceso de metanización en el cual reacciona con CO2 capturado de otros procesos.
Para la obtención del hidrógeno se dispone del proceso de electrólisis en el cual se descompone agua en dos substancias, el hidrógeno para su aplicación energética y oxígeno que se puede emplear en otras aplicaciones.
Existen 3 tecnologías de electrolizadores para esta reacción:
• Electrolizadores alcalinos (AE).
• Electrolizadores de membrana de intercambio protónico (PEM – Proton Exchange Membrane).
• Electrolizadores de células de óxido sólido (SOECs).
Este vector energético tendrá una gran importancia en la descarbonización ya que permite un mayor crecimiento de la generación eléctrica renovable, ya que en aquellos momentos en que esta producción es mayor que la demanda del sistema se genera H2 (y/o metano) y se inyecta en la red de gas, que permite un almacenamiento incluso estacional a un coste asequible, mejorando las otras opciones de almacenamiento existentes.
El hidrógeno AZUL
El hidrógeno azul es el obtenido a partir del reformado de gas natural convencional en cuyo proceso se realiza la captura del CO2 producido, realizando su almacenamiento, bien por métodos químicos o por contención subterránea.
Mientras no esté completamente desarrollada la tecnología del hidrógeno verde, el hidrógeno azul puede ser una solución temporal que permita el seguimiento de la hoja de ruta de la descarbonización.
El gas natural sintético (gasificación de biomasa)
La gasificación de biomasa es un conjunto de reacciones termoquímicas, con defecto de oxígeno, por las que materiales leñosos se transforman en una mezcla de gases combustibles, habitualmente monóxido de carbono e hidrógeno, constituyendo lo que se denomina “syngas”. Este gas sintético se somete a diferentes reacciones, metanización, reacción shift del CO a CO2 y un enriquecimiento final, obteniendo un gas sintético, intercambiable con el gas natural.
En cuanto a la materia prima precisa para este proceso, su origen está en arboles enteros talados para este uso, corteza, ramas y restos de árboles enteros talados para otros usos, madera obtenida de operaciones de mantenimiento y poda en áreas urbanas y residuos de madera provenientes del procesamiento de madera, madera de producción de papel y celulosa y residuos de industrias que emplean madera.
Respecto a los costes, la producción de gas renovable es costosa, actualmente del orden de 100 €/MWh y se está trabajando en proyectos piloto para conseguir las eficiencias y economías de escala precisas para hacer esta tecnología competente.
El sistema gasista. Infraestructura de respaldo para la descarbonización
La actual infraestructura del gas natural y el combustible convencional mantienen su condición de ser el elemento de transición ideal hacia la descarbonización, ya que en el presente es la solución más fiable, asequible, competitiva y con menor impacto medioambiental, lo que le permite ser el sustituto natural de otros combustibles convencionales líquidos y sólidos, tanto para la cobertura de demandas térmicas en edificios e industrias, como combustible en el transporte.
Por otra parte, en el corto y medio plazo representa la solución de respaldo para conseguir una mayor penetración de la generación eléctrica renovable, a través de las centrales térmicas de ciclo combinado (CTCC) ajustando las curvas de producción renovable a la curva de demanda y constituyendo el sistema de almacenamiento energético más económico y fiable.
Ventajas del desarrollo del gas renovable
Desarrollar el gas renovable representa ventajas, tanto desde el lado de las demandas que cubrirá, como desde el lado de sus diferentes tecnologías de producción. Así desde las demandas cubiertas, su empleo representa:
• En todo tipo de demandas, sustituyendo otros combustibles convencionales, obtiene una reducción del 100% en las emisiones de GEI, sin modificar ni los sistemas ni infraestructuras de suministro de energía. E incluso tiene un efecto sumidero, ya que la gestión de residuos en España emite de forma descontrolada más de 400 KTons/año de metano, susceptibles de aprovecharse e inyectarse en la red de gas.
• El gas renovable es una gran palanca para la descarbonización no sólo por el hecho de sustituir un gas de convencional por otro renovable, sino por tener la posibilidad de reducir las emisiones no energéticas que suponen un 24% de las emisiones en España.
• Es la respuesta hoy a demandas con compleja solución, como son las demandas térmicas de la industria, la mejora del parque de edificios existentes y el transporte, para reducir la emisión de GEI.
• Cubriendo las demandas térmicas con gas, se evita un incremento masivo de la demanda eléctrica, que conllevaría el redimensionamiento de las infraestructuras de transporte y distribución eléctrica y sus altas inversiones asociadas.
• Es una energía de origen local, reduciendo nuestra dependencia energética exterior y mejora nuestra balanza exterior comercial.
• La inyección del biometano en la red de gas existente permite la óptima utilización de este recurso, por su capacidad de almacenamiento y ajuste de la curva de producción a la de demanda.
De acuerdo con la tecnología de producción, el biometano representa:
• Una gran aportación a la economía circular. Obtener energía de nuestros residuos.
• Permite el tratamiento de residuos, como estiércoles, purines, residuos urbanos y aguas residuales que de otro modo constituyen un gran problema medioambiental.
• Genera una economía local que fija población en el entorno rural. Incluso genera nuevos negocios como el desarrollo de cultivos intermedios que generen un mayor valor añadido de nuestros campos.
El gas renovable con origen en el hidrógeno verde y su metanización permite una mayor potencia eléctrica renovable instalada, haciéndola gestionable y aprovechar al máximo este recurso, al ser la solución mas económica de almacenamiento de energía.
El gas natural sintético, proveniente de la gasificación de biomasa, permite el aprovechamiento de este recurso sin los problemas de contaminantes locales que genera su combustión.
Situación en Europa y en España
En la pasada década, el gas renovable está en pleno crecimiento en toda Europa, especialmente en su origen como biometano, dada la madurez de sus tecnologías asociadas que se ha traducido en una mayor eficiencia de sus instalaciones y un menor coste, tanto de generadores de biogas como de las unidades de upgrading.
De acuerdo con el último (2018) informe estadístico de la Asociación Europea del Biogas (EBA), el número de plantas de biogas ha crecido hasta las 17.783 y las plantas de biometano hasta 540, con una producción total de estas últimas ha alcanzado los 19.352 GWh/año (1,94 bcm). El mayor número de plantas se encuentra en Alemania, que ha moderado su velocidad de crecimiento, siendo tomado el relevo tanto por el Reino Unido como por Francia e Italia.
Dentro de este contexto, países como Alemania y Francia están analizando la posibilidad de que en 2050 todo el gas natural consumido tenga un origen renovable.
Así, ADEME (Agencia francesa de la Energía) ha publicado en colaboración con GRDF y GRTgaz en enero de 2018, un estudio titulado “¿Un mix del gas 100% renovable para 2050?” en el cual analizan los potenciales de gas renovable por los diferentes medios. Se trata de un análisis de las posibilidades técnico - económico y de acuerdo con este estudio, el potencial total en Francia de recursos renovables susceptibles de producir gas es de 620 TWh/año, por lo que considerando los rendimientos de conversión, el potencial de gas renovable inyectable en la red de gas podría alcanzar los 460 TWh/año. Por ello es técnicamente alcanzable que el 100% del consumo de gas en 2050 sea de origen renovable.
De ese total, un 30% sería de origen biogas, un 40% de la gasificación pirolítica de biomasas y el 30% restante de procesos “power to gas”.
En España, en la actualidad existen censadas 204 plantas de producción de biogas (EBA), de una potencia variable, muchas de ellas asociadas al tratamiento de aguas residuales y desgasificación de vertederos, estando el resto asociadas al tratamiento de residuos agro-ganaderos, destacando la planta de biogas de la planta de extracción de zumo de naranja de Don Simón sita en el municipio onubense de Villanueva de los Castillejos, siendo la mayor planta envasadora de España.
En cuanto a plantas de producción e inyección de biometano en operación comercial, solo existe una, la correspondiente al Parque Tecnológico de Valdemingomez (Madrid), sita en el vertedero de RSU de Madrid y su área metropolitana, donde una planta de upgrading (PWS) enriquece el biogas producido en dos plantas de biogas (La Paloma y Las Dehesas), con una inyección total de 91,7 GWh/año (8.186.942 Nm3/año).
Además, existen diversos proyectos de desarrollo y demostración de los que, como ejemplo, tenemos:
Proyecto All-gas: (EDAR El Torno, Chiclana de la Frontera, Cádiz). Proyecto europeo liderado por FCC-Aqualia que obtiene biometano a partir de un cultivo de microalgas de bajo coste obtenidas por la depuración de las aguas residuales que circulan en lagunas abiertas. Las microalgas pasan al digestor, obteniendo biogas y posteriormente biometano empleado en la flota de vehículos de la instalación. Esta tecnología obtiene gas renovable, un digestato (fertilizante) de calidad y una depuración de aguas por efecto solar, con reducción de consumos eléctricos por unidad de agua residual tratada.
EDAR Bens (A Coruña): En octubre del 2.018, el proyecto conjunto ente Edar Bens SA, Naturgy y EnergyLab se puso en marcha en las instalaciones de la depuradora de Bens la primera Unidad Mixta de Gas Renovable , obtenido a partir de aguas residuales urbanas del área metropolitana de A Coruña.
La producción de biometano puede alcanzar los 5,6 GWh/año, un volumen cuyo uso en movilidad serviría para abastecer más de 450 vehículos ligeros, o más de 1.000 viviendas.
En relación con las previsiones en España para los próximos años, la Asociación Española del Gas (SEDIGAS) ha publicado un Plan de Desarrollo de Gas Renovable. Hoja de ruta al 2030, en el cual se dan los siguientes datos:
• El potencial disponible de gas renovable con referencia al año 2017 está en el entorno de los 181–195 TWh/año, de los cuales 121 TWh corresponden a gas sintético, 45 TWh a hidrógeno verde y 20 – 34 TWh a biometano
• El consumo producido en España en 2017 fue de 350,9 TWh, por lo que este potencial de origen representaría el 53 – 57%, es decir, mas de la mitad de nuestro consumo actual podría ser renovable y sin emisión de GEI
• Considera que este potencial debe ser el objetivo real a alcanzar en 2030
Por ello, teniendo en cuenta que la eficiencia energética seguirá reduciendo los consumos unitarios y que no se han considerado otra fuentes de energía como es el empleo de cultivos energéticos intermedios, para el año 2050 es viable que en España se alcancen niveles de cobertura con gas renovable similares a los planteados en otros países de la Unión Europea.
La promoción del desarrollo del gas renovable
La actual Directiva 2018/2001 relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, aprobada el 18 de diciembre de 2018 , ya establece desde sus consideraciones iniciales que los estados miembro de la UE deben establecer los sistemas de apoyo precisos para promover el uso de energías de origen renovable haciendo mención expresa de los gases de origen renovable y reconoce la importancia de favorecer la inyección del gas renovable en las redes de transporte y distribución existentes.
Por ello, la administración debe establecer sistemas de apoyo al desarrollo del gas renovable como:
• Ayudas a la inversión inicial, mediante subvenciones o facilidades financieras como créditos blandos o avales, que permitan reducir la barrera que representan estos costes
• Ayudas fiscales como exenciones o desgravaciones fiscales
• La implantación urgente de certificados verdes para el gas renovable
• Establecer sistemas de apoyo directo a los precios, incluidas las tarifas reguladas y las primas determinadas según escalas variables o fijas
• Analizar y potenciar nuevas fuentes energéticas, como pueden ser los cultivos energéticos alternativos, que además colaboran en la fijación de la población del ámbito rural
Además, las diferentes administraciones deben realizar una acción ejemplarizante y dinamizadora, siendo proactivo en el desarrollo de sistemas de valorización de aquellos residuos contemplados en sus responsabilidades como son los residuos sólidos urbanos y el tratamiento de aguas residuales, dando prioridad a la inyección del gas renovable obtenido en la red de gas, con el fin de optimizar su uso.
Como desarrollar el uso de fuentes de energía renovables es una carrera de fondo, desde hoy mismo se debe establecer una hoja de ruta en el corto, el medio y el largo plazo, que aproveche todas las opciones disponibles, el gas renovable es una de ellas, para obtener los objetivos buscados, de un modo eficiente, aprovechando todas las infraestructuras existentes y siendo asequible en el esfuerzo financiero.
Conclusiones
Como resumen de lo expuesto, se pueden extraer las siguientes conclusiones:
• La ruta hacia la descarbonización de nuestra sociedad tiene que comenzar por una mayor eficiencia energética, es decir, reducir la cantidad de energía necesaria para cubrir una demanda.
• El crecimiento en la electrificación de los usos de la energía debe realizarse bajo en criterio de eficacia-coste y de acuerdo con la capacidad financiera de nuestra sociedad.
• En ningún caso se puede olvidar el reciclado de residuos tanto de la agricultura y ganadería como de los residuos urbanos (sólidos y líquidos, para potenciar una Economía Circular.
• El camino hacia la descarbonización debe basarse en el empleo equilibrado de todo el mix energético disponible (gas + electricidad), adoptando medidas sostenibles tanto en lo económico como en lo social y en lo medioambiental.
Con todo ello podremos establecer una hoja de ruta sostenible, que nos lleve a los objetivos deseados, de un modo rápido y exentos de riesgos de paralización por errores de criterio.
