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SORIA

A la caza de electricidad renovable

Investigadores de las universidades de Zaragoza y Valladolid desarrollan un proceso para almacenar electricidad de fuentes renovables para transformarla en metano y reutilizarla en consumo de gas.

N. FERNÁNDEZ
26/06/2018

 

La captura de los excedentes de la energía eléctrica es uno de los hándicap de futuro a los que se enfrenta el sector de las energías renovables. Un grupo de profesores de las universidades de Zaragoza y Valladolid (Campus de Soria) investigan desde hace varios años en diversas tecnologías que permitan almacenar estos excedentes para su posterior transformación y reutilización como fuente de calor (gas) y con el añadido de evitar las emisiones de CO2 (dióxido de carbono) a la atmósfera.

El modelo desarrollado por este equipo de investigadores es la búsqueda de un sistema de hibridación entre el ‘power to gas’, una tecnología que permite almacenar los excedentes eléctricos, con una caldera de oxicombustión o con una planta de aminas, con las que se obtiene el gas metano resultante.

A través de una caldera de oxicombustión se ha conseguido desarrollar un proceso de transformación de la energía que es viable técnicamente y económicamente para algunas aplicaciones industriales, además de reducir las pérdidas energéticas que conlleva el proceso de transformar la electricidad en gas.

Este método surgió ante la necesidad de almacenar y transformar los excedentes de energía eléctrica que se obtienen a través de las fuentes renovables, «cuya producción no es regulable y si no se vende a la red para su consumo instantáneo, entonces se pierde», explica María Pilar Lisbona, profesora de la Escuela de Ingeniería de la Industria Forestal, Agronómica y de la Bioenergía del Campus de la Uva en Soria.

La hibridación del ‘power to gas’ con oxicombustión para transformar los excedentes de electricidad en gas es la primera vez que se plantea en el sector y la investigación ha desvelado conclusiones interesantes antes de comenzar con la fase experimental.

Con la integración de ambas se ha conseguido un proceso de ciclo cerrado sin emisiones de CO2 a la atmósfera. Para ello se ha empleado un electrolizador y una caldera de oxicombustión. El primero permite transformar la electricidad en hidrógeno, a través de la electrolisis. Ese hidrógeno es el que se va a emplear junto a la fuente de CO2 para obtener el metano, el gas que se puede usar como energía para producir calor.

Lisbona explica que «es clave trabajar en la integración de procesos para conseguir la menor penalización energética» en todo el ciclo. Los investigadores han comprobado que almacenar electricidad para volverla a utilizar como electricidad supone grandes pérdidas energéticas, en el peor de los escenarios, solo se podría aprovechar en torno a un 25% de la energía inicial. El almacenamiento químico de la electricidad para convertirla en metano permite el uso de la red gasística como reservorio de energía, pudiendo almacenar grandes potencias incluso por un periodo de tiempo de meses.

Aunque la hibridación entre el ‘power to gas y la oxicombustión también registra penalizaciones en cada paso hasta que se consigue el metano, los rendimientos pueden recuperar hasta el 70% de la energía inicial, «dependiendo de la tecnología que se use y el grado de integración», indica Lisbona.
El estudio ha permitido definir los tamaños y la potencia de los electrolizadores y de la caldera de oxicombustión para determinar en qué campos y en qué aplicaciones tiene más viabilidad técnica y económica. Lisbona puntualiza que el proceso cuenta con importantes aplicaciones en un ‘district-heating’ (calor que se produce en una central y se distribuye a través de una red urbana) o en procesos industriales en los que se necesite calor a alta temperatura. Sin embargo, la aplicación no es adecuada para centrales más grandes empleadas para la combustión del carbón o de biomasa, ya que los actuales tamaños de los electrolizadores comerciales no hacen técnicamente viable la hibridación. La investigadora hizo hincapié en que con este sistema cierra todo el ciclo energético, dado que el CO2 se emplea para la producción del metano y este metano resultante puede ser empleado para los consumos que necesiten las empresas interesadas en su aplicación.

La investigación está respaldada con fondos del anterior Ministerio de Economía, Industria y Competitividad, orientado al programa de Retos de la Sociedad, bajo el epígrafe de ‘Metano a partir de las energías renovables y utilización de CO2 en el sector residencia, industrial y automovilístico’ (MERCURIA). Los resultados de la fase experimental se presentarán a partir septiembre, con el objetivo de comprobar todas las conclusiones elaboradas en el proyecto de investigación.

No obstante, este equipo, formado por cuatro personas, estudia desde hace tres años los sistemas de hibridación del ‘power to gas’ y desarrolló, dentro de su investigación, el uso de otra tecnología, la correspondiente de aminas, también para obtener metano, en una planta electroquímica. En esta planta no se produce el almacenamiento de la energía eléctrica, por eso la investigación se centró en todo el proceso de obtención del metano y en la captura del CO2. La empresa cuenta con un importante excedente de hidrógeno, como subproducto, de su producción industrial. Este hidrógeno lo empleaba para producir amoniaco , producto con poco valor añadido en el mercado, por eso la empresa quería valorizarlo con otros usos. Algo que se consiguió con la colocación de una planta de aminas que permitió separar el dióxido de carbono del resto de gases de combustión procedentes de las calderas de gas natural de la propia empresa, así este CO2 se emplea para conseguir el metano que se reutiliza para reducir sus necesidades de consumos de gas.

Lisbona asegura que el equipo ha depositado importantes expectativas en la hibridación con calderas de oxicombustión, por la utilidad que puede tener dentro del campo de las energías renovables. Considera que cuenta con importantes nichos de mercado dentro de la industria y sobre todo es una solución para almacenar la energía eólica y fotovoltaica, que no se puede vender a las compañías eléctricas, como gas. Indica que la tecnología bien se puede colocar cerca de una parque eólico e incluso puede tener una conexión a la red de gas a la que inyectar el gas sintético producido y así flexibilizar todo el sector energético conectando las redes eléctrica y de gas, es algo que ahora no está extendido, «pero también es verdad que hace unas décadas era impensable poder vender electricidad a la red», puntualiza Lisbona.

 

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