La mayoría de los sistemas P2G utilizan electrólisis para producir hidrógeno . El hidrógeno se puede utilizar directamente [2] o en pasos posteriores (conocidos como sistemas P2G de dos etapas) se puede convertir el hidrógeno en gas de síntesis , metano [3] o GLP [4] . También existen sistemas P2G de una sola etapa para producir metano ,
como la tecnología de celdas de óxido sólido reversibles (rSOC). [5]
El gas puede utilizarse como materia prima química o convertirse nuevamente en electricidad mediante generadores convencionales como turbinas de gas. [6] La conversión de energía a gas permite almacenar y transportar la energía de la electricidad en forma de gas comprimido, a menudo utilizando la infraestructura existente para el transporte y almacenamiento a largo plazo del gas natural . La P2G se considera a menudo la tecnología más prometedora para el almacenamiento de energía renovable estacional. [7] [8]
Almacenamiento y transporte de energía
Los sistemas de conversión de energía en gas pueden implementarse como complementos de parques eólicos o plantas de energía solar . El exceso de energía o la energía fuera de horas punta generada por generadores eólicos o paneles solares puede luego usarse horas, días o meses después para producir energía eléctrica para la red eléctrica . En el caso de Alemania, antes de cambiar al gas natural , las redes de gas funcionaban con gas de ciudad , que en un 50-60 % consistía en hidrógeno. La capacidad de almacenamiento de la red alemana de gas natural es de más de 200.000 GWh, lo que es suficiente para varios meses de demanda energética. En comparación, la capacidad de todas las plantas hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo alemanas asciende a solo unos 40 GWh. [ cita requerida ] El almacenamiento de gas natural es una industria madura que existe desde la época victoriana. Se estima que la demanda de energía para almacenamiento y recuperación en Alemania será de 16 GW en 2023, 80 GW en 2033 y 130 GW en 2050. [9] Los costes de almacenamiento por kilovatio hora se estiman en 0,10 € para el hidrógeno y 0,15 € para el metano. [10]
La infraestructura de transporte de gas natural existente transporta cantidades masivas de gas a largas distancias de manera rentable mediante gasoductos. Ahora es rentable enviar gas natural entre continentes utilizando buques metaneros . El transporte de energía a través de una red de gas se realiza con mucha menos pérdida (<0,1%) que en una red de transmisión eléctrica (8%). Esta infraestructura puede transportar metano producido por P2G sin modificación. Es posible usarlo hasta para un 20% de hidrógeno. [11] [12] El uso de los gasoductos de gas natural existentes para hidrógeno fue estudiado por el proyecto NaturalHy de la UE [13] y el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE). [14] La tecnología de mezcla también se utiliza en HCNG .
Ventajas y desventajas relativas de las tecnologías de electrólisis. [19]
Energía a partir de hidrógeno
Todos los sistemas P2G actuales comienzan utilizando electricidad para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno mediante electrólisis. En un sistema de "electricidad a hidrógeno", el hidrógeno resultante se inyecta en la red de gas natural o se utiliza en el transporte o la industria en lugar de usarse para producir otro tipo de gas. [2]
En marzo de 2013, ITM Power ganó una licitación para un proyecto del Grupo Thüga, para suministrar una planta de almacenamiento de energía Power-to-Gas con electrolizador de membrana de intercambio de protones (PEM) de respuesta rápida con electrólisis de alta presión y autopresurización de 360 kW. La unidad produce 125 kg/día de gas hidrógeno e incorpora electrónica de potencia AEG . Estará ubicada en una planta de Mainova AG en Schielestraße, Frankfurt en el estado de Hessen . Los datos operativos serán compartidos por todo el grupo Thüga, la red de empresas energéticas más grande de Alemania con alrededor de 100 miembros de servicios públicos municipales. Los socios del proyecto son: badenova AG & Co. kg, Erdgas Mittelsachsen GmbH, Energieversorgung Mittelrhein GmbH, erdgas schwaben GmbH, Gasversorgung Westerwald GmbH, Mainova Aktiengesellschaft, Stadtwerke Ansbach GmbH, Stadtwerke Bad Hersfeld GmbH, Thüga Energienetze GmbH, WEMAG AG, e-rp GmbH, ESWE Versorgungs AG con Thüga Aktienge sellschaft como coordinador del proyecto. Los socios científicos participarán en la fase operativa. [20] Puede producir 60 metros cúbicos de hidrógeno por hora y alimentar a la red 3.000 metros cúbicos de gas natural enriquecido con hidrógeno por hora. Está prevista una ampliación de la planta piloto a partir de 2016, que facilitará la conversión completa del hidrógeno producido en metano para inyectarlo directamente a la red de gas natural. [21]
Unidades como HGas de ITM Power generan hidrógeno para ser inyectado directamente en la red de gas como Power to gas.
En diciembre de 2013, ITM Power , Mainova y NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH comenzaron a inyectar hidrógeno en la red de distribución de gas alemana utilizando ITM Power HGas, que es una planta de electrolizador de membrana de intercambio de protones de respuesta rápida . El consumo de energía del electrolizador es de 315 kilovatios. Produce alrededor de 60 metros cúbicos por hora de hidrógeno y, por lo tanto, en una hora puede alimentar 3.000 metros cúbicos de gas natural enriquecido con hidrógeno a la red. [22]
El 28 de agosto de 2013, E.ON Hanse , Solvicore y Swissgas inauguraron una unidad comercial de conversión de energía en gas en Falkenhagen , Alemania. La unidad, que tiene una capacidad de dos megavatios, puede producir 360 metros cúbicos de hidrógeno por hora. [23] La planta utiliza energía eólica y equipos de electrólisis de Hydrogenics [24] para transformar el agua en hidrógeno, que luego se inyecta en el sistema de transmisión de gas natural regional existente. Swissgas, que representa a más de 100 empresas locales de gas natural, es un socio en el proyecto con una participación de capital del 20 por ciento y un acuerdo para comprar una parte del gas producido. Se ha iniciado un segundo proyecto de conversión de energía en gas de 800 kW en el distrito de Hamburgo /Reitbrook [25] y se espera que se inaugure en 2015. [26]
En agosto de 2013, un parque eólico de 140 MW en Grapzow , Mecklemburgo-Pomerania Occidental, propiedad de E.ON, recibió un electrolizador. El hidrógeno producido se puede utilizar en un motor de combustión interna o se puede inyectar en la red de gas local. El sistema de compresión y almacenamiento de hidrógeno almacena hasta 27 MWh de energía y aumenta la eficiencia general del parque eólico aprovechando la energía eólica que de otro modo se desperdiciaría. [27] El electrolizador produce 210 Nm 3 /h de hidrógeno y es operado por RH2-WKA. [28]
El proyecto INGRID comenzó en 2013 en Apulia , Italia. Es un proyecto de cuatro años con un almacenamiento de 39 MWh y un electrolizador de 1,2 MW para el control y monitoreo de redes inteligentes. [29] El hidrógeno se utiliza para equilibrar la red, el transporte, la industria y la inyección en la red de gas. [30]
El excedente de energía del parque eólico de 12 MW de Prenzlau en Brandeburgo , Alemania [31] se inyectará en la red de gas a partir de 2014.
En Francia, el demostrador MINERVE de la AFUL Chantrerie (Federación de Asociaciones de Empresas Locales de Servicios Públicos) tiene como objetivo promover el desarrollo de soluciones energéticas para el futuro con los representantes electos, las empresas y, de manera más general, la sociedad civil. Su objetivo es experimentar con varios reactores y catalizadores. El metano sintético producido por el demostrador MINERVE (0,6 Nm3 / h de CH4 ) se recupera como combustible GNC, que se utiliza en las calderas de la planta de calderas de la AFUL Chantrerie. La instalación fue diseñada y construida por la PYME francesa Top Industrie, con el apoyo de Leaf. En noviembre de 2017 alcanzó el rendimiento previsto, 93,3% de CH4 . Este proyecto fue apoyado por la ADEME y el FEDER-Región Países del Loira, así como por varios otros socios: Conseil départemental de Loire-Atlantic, Engie-Cofely, GRDF, GRTGaz, Nantes-Metropolis, Sydela y Sydev. [34]
En la terminal de gas de Wilhelmshaven (Alemania) se prevé instalar un electrolizador de 1 GW a gran escala operado por EWE y Tree Energy Solutions . Se espera que los primeros 500 MW comiencen a funcionar en 2028. Wilhelmshaven puede albergar una segunda planta, lo que elevaría la capacidad potencial total a 2 GW. [35]
Inyección en rejilla sin compresión
El núcleo del sistema es un electrolizador de membrana de intercambio de protones (PEM) . El electrolizador convierte la energía eléctrica en energía química, lo que a su vez facilita el almacenamiento de electricidad. Una planta de mezcla de gases garantiza que la proporción de hidrógeno en el flujo de gas natural no supere el dos por ciento en volumen, el valor máximo técnicamente permitido cuando hay una estación de servicio de gas natural situada en la red de distribución local. El electrolizador suministra la mezcla de hidrógeno y metano a la misma presión que la red de distribución de gas, es decir, 3,5 bares. [36]
Energía a metano
Metanización de CO 2 mediante hidrógeno obtenido electrolíticamente
Un sistema de energía a metano combina hidrógeno de un sistema de energía a hidrógeno con dióxido de carbono para producir metano [37] (ver gas natural ) utilizando una reacción de metanización como la reacción de Sabatier o la metanización biológica que resulta en una pérdida de conversión de energía adicional del 8%, [ cita requerida ] el metano puede luego ser alimentado a la red de gas natural si se alcanza el requisito de pureza. [38]
ZSW (Centro de Investigación de Energía Solar e Hidrógeno) y SolarFuel GmbH (ahora ETOGAS GmbH) realizaron un proyecto de demostración con una potencia eléctrica de entrada de 250 kW en Stuttgart, Alemania. [39] La planta se puso en funcionamiento el 30 de octubre de 2012. [40]
La primera planta de conversión de energía en metano a escala industrial fue construida por ETOGAS para Audi AG en Werlte, Alemania. La planta, con una potencia eléctrica de entrada de 6 MW, utiliza CO2 de una planta de biogás residual y energía renovable intermitente para producir gas natural sintético (GNS), que se inyecta directamente a la red de gas local (operada por EWE). [41] La planta forma parte del programa de combustibles electrónicos de Audi. El gas natural sintético producido, llamado Audi e-gas, permite la movilidad sin emisiones de CO2 con vehículos de GNC estándar. Actualmente está disponible para los clientes del primer automóvil de GNC de Audi, el Audi A3 g-tron. [42]
Prototipo de energía a gas HELMETH
En abril de 2014 , comenzó el proyecto de investigación HELMETH [44] (Integrated High -Temperature EL ectrolysis and METH anation for Effective Power to Gas Conversion) cofinanciado por la Unión Europea y coordinado por el KIT [43] . [45] El objetivo del proyecto es la prueba de concepto de una tecnología Power-to-Gas altamente eficiente mediante la integración térmica de la electrólisis de alta temperatura ( tecnología SOEC ) con la metanización de CO2 . A través de la integración térmica de la metanización exotérmica y la generación de vapor para la electrólisis de vapor a alta temperatura, la eficiencia de conversión > 85% ( mayor poder calorífico del metano producido por energía eléctrica utilizada) es teóricamente posible. El proceso consiste en una electrólisis de vapor a alta temperatura presurizada y un módulo de metanización de CO2 presurizado . El proyecto se completó en 2017 y logró una eficiencia del 76% para el prototipo con un potencial de crecimiento indicado del 80% para plantas a escala industrial. [46] Las condiciones de funcionamiento de la metanización de CO2 son una presión de gas de 10 - 30 bar, una producción de SNG de 1 - 5,4 m 3 /h (NTP) y una conversión de reactivos que produce SNG con H2 < 2 vol.-% resp. CH4 > 97 vol.-%. [47] De este modo, el gas natural sustituto generado se puede inyectar en toda la red de gas natural alemana sin limitaciones. [48] Como medio de refrigeración para la reacción exotérmica se utiliza agua hirviendo hasta 300 °C, lo que corresponde a una presión de vapor de agua de unos 87 bar. La SOEC trabaja con una presión de hasta 15 bar, conversiones de vapor de hasta el 90% y genera un metro cúbico estándar de hidrógeno a partir de 3,37 kWh de electricidad como alimentación para la metanización.
La madurez tecnológica de Power to Gas se evalúa en el proyecto europeo STORE&GO, con 27 socios, que comenzó en marzo de 2016 y tendrá una duración de cuatro años. [49] Se demuestran tres conceptos tecnológicos diferentes en tres países europeos diferentes ( Falkenhagen / Alemania , Solothurn / Suiza , Troia / Italia ). Las tecnologías involucradas incluyen metanización biológica y química , captura directa de CO2 de la atmósfera, licuefacción del metano sintetizado a bio- GNL e inyección directa en la red de gas. El objetivo general del proyecto es evaluar esas tecnologías y varias vías de uso desde el punto de vista técnico, [50] económico, [51]
y legal [52] para identificar casos de negocio a corto y largo plazo. El proyecto está cofinanciado por el programa de investigación e innovación Horizonte 2020 de la Unión Europea (18 millones de euros) y el gobierno suizo (6 millones de euros), con otros 4 millones de euros procedentes de socios industriales participantes. [53] El coordinador del proyecto general es el centro de investigación de la DVGW [54] ubicado en el KIT .
Metanización microbiana
La metanización biológica combina ambos procesos, la electrólisis del agua para formar hidrógeno y la posterior reducción de CO 2 a metano utilizando este hidrógeno . Durante este proceso, los microorganismos formadores de metano ( arqueas metanogénicas o metanógenos ) liberan enzimas que reducen el sobrepotencial de un electrodo no catalítico (el cátodo ) para que pueda producir hidrógeno . [55] [56] Esta reacción microbiana de energía a gas ocurre en condiciones ambientales, es decir, temperatura ambiente y pH 7, con eficiencias que rutinariamente alcanzan el 80-100%. [57] [58] Sin embargo, el metano se forma más lentamente que en la reacción de Sabatier debido a las temperaturas más bajas. También se ha postulado una conversión directa de CO 2 a metano , evitando la necesidad de producción de hidrógeno . [59]
Los microorganismos involucrados en la reacción microbiana de energía a gas son típicamente miembros del orden Methanobacteriales . Los géneros que han demostrado catalizar esta reacción son Methanobacterium , [60] [61] Methanobrevibacter , [62] y Methanothermobacter ( termófilo ). [63]
Producción de GLP
El metano se puede utilizar para producir GLP mediante la síntesis de SNG con hidrogenación inversa parcial a alta presión y baja temperatura. El GLP, a su vez, se puede convertir en alquilato , que es un componente de mezcla de gasolina de primera calidad porque tiene propiedades antidetonantes excepcionales y proporciona una combustión limpia. [4]
El poder de los alimentos
El metano sintético generado a partir de electricidad también se puede utilizar para generar alimentos ricos en proteínas para ganado, aves de corral y peces de manera económica mediante el cultivo de bacterias Methylococcus capsulatus con una pequeña huella de tierra y agua. [64] [65] [66] [ necesita cita para verificar ] El gas de dióxido de carbono producido como subproducto de estas plantas se puede reciclar en la generación de metano sintético (SNG). De manera similar, el gas de oxígeno producido como subproducto de la electrólisis del agua y el proceso de metanización se puede consumir en el cultivo de cultivos de bacterias. Con estas plantas integradas, el abundante potencial de energía solar y eólica renovable se puede convertir en productos alimenticios de alto valor sin contaminación del agua ni emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). [67]
Aprovechamiento del biogás para obtener biometano
En el tercer método, el dióxido de carbono que sale de un generador de gas de madera o de una planta de biogás después del mejorador de biogás se mezcla con el hidrógeno producido en el electrolizador para producir metano. El calor gratuito que sale del electrolizador se utiliza para reducir los costos de calefacción en la planta de biogás. Las impurezas dióxido de carbono, agua, sulfuro de hidrógeno y partículas deben eliminarse del biogás si el gas se utiliza para el almacenamiento en tuberías para evitar daños. [3]
2014-Avedøre Wastewater Services en Avedøre , Copenhague (Dinamarca) está añadiendo una planta de electrolizadores de 1 MW para mejorar el biogás de digestión anaeróbica de los lodos de depuradora. [68] El hidrógeno producido se utiliza con el dióxido de carbono del biogás en una reacción de Sabatier para producir metano. Electrochaea [69] está probando otro proyecto fuera de P2G BioCat con metanización biocatalítica. La empresa utiliza una cepa adaptada del metanógeno termófilo Methanothermobacter thermautotrophicus y ha demostrado su tecnología a escala de laboratorio en un entorno industrial. [70] Un proyecto de demostración precomercial con un recipiente de reactor de 10.000 litros se ejecutó entre enero y noviembre de 2013 en Foulum , Dinamarca. [71]
En 2016, Torrgas, Siemens , Stedin, Gasunie , A.Hak, Hanzehogeschool /EnTranCe y Energy Valley tienen la intención de abrir una instalación Power to Gas de 12 MW en Delfzijl (Países Bajos), donde el biogás de Torrgas ( biocarbón ) se mejorará con hidrógeno procedente de electrólisis y se entregará a consumidores industriales cercanos. [72]
Energía a partir de gas de síntesis
Proceso de conversión de energía en gas de síntesis
El gas de síntesis es una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono. Se utiliza desde la época victoriana, cuando se producía a partir del carbón y se lo conocía como "gas de ciudad". Un sistema de conversión de energía en gas de síntesis utiliza hidrógeno de un sistema de conversión de energía en hidrógeno para producir gas de síntesis.
1er paso: Electrólisis del Agua ( SOEC ) −el agua se divide en hidrógeno y oxígeno.
2do paso: Reactor de conversión ( RWGSR ) −el hidrógeno y el dióxido de carbono son entradas al reactor de conversión que produce hidrógeno, monóxido de carbono y agua. 3H 2 + CO 2 → (2H 2 + CO) gas de síntesis + H 2 O
2008 Combustibles eólicos — Doty Energy (EE. UU.). [94] [95]
2012 Air Fuel Synthesis —Air Fuel Synthesis Ltd (Reino Unido). [96] [97] [98] [99] [100] Air Fuel Synthesis Ltd se ha declarado insolvente. [101]
2013 Green Feed — BGU y la Fundación Israelí de Energía Estratégica Alternativa (I-SAEF). [102] [103] [104] [105]
2014 E-diesel —Sunfire, una empresa de tecnología limpia y Audi . [106] [107] [108]
El Laboratorio de Investigación Naval de los Estados Unidos (NRL) está diseñando un sistema de conversión de energía en líquidos utilizando el proceso Fischer-Tropsch para crear combustible a bordo de un barco en el mar, [109] con los productos base dióxido de carbono (CO 2 ) y agua (H 2 O) derivados del agua de mar a través de "Una configuración de módulo electroquímico para la acidificación continua de fuentes de agua alcalina y la recuperación de CO 2 con producción continua de gas hidrógeno". [110] [111]
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Lectura adicional
Götz, Manuel; Lefebvre, Jonathan; Mörs, Friedemann; McDaniel Koch, Amy; Graf, Frank; Bajohr, Siegfried; Reimert, Rainer; Kolb, Thomas (2016). "Energía renovable a gas: una revisión tecnológica y económica". Energía renovable . 85 : 1371–1390. doi : 10.1016/j.renene.2015.07.066 .
Méziane Boudellal. "Power-to-Gas. Renewable Hydrogen Economy for the Energy Transition". Segunda edición. 249 páginas. Edición en inglés. Editor: de Gruyter, marzo de 2023. https://www.degruyter.com/document/doi/10.1515/9783110781892/html
