La conversión de electricidad en gas (en inglés : power to gas , P2G o PtG ) es un proceso de transformación de energía eléctrica en energía química . La principal aplicación de este proceso es la recuperación del excedente de electricidad (cuando la producción excede las capacidades de flexibilidad del sistema eléctrico) en una forma que pueda ser almacenada a mediano y largo plazo. La conversión se basa en la electrólisis del agua por electricidad para producir hidrógeno , o en la reacción de metanización para producir metano (a veces llamado Hithane ) a través de la reacción de Sabatier con dióxido de carbono .
El gas producido se utiliza in situ o se inyecta en las redes existentes (distribución o transporte de gas natural ), lo que permite su almacenamiento, transporte y mejora mediante mezcla con gas natural.
En particular, dado que las energías renovables (eólica, fotovoltaica) están fluctuando , su integración en las redes eléctricas requiere absorber su excedente de producción eléctrica . El problema es aún más importante, ya que debe representar una parte significativa de la mezcla de electricidad en 2030, en Francia, que se ha fijado el objetivo de aumentar el porcentaje de energías renovables al 32% del consumo final. Bruta de energía por la ley de17 de agosto de 2015relacionados con la transición energética para el crecimiento verde , como en Alemania y Dinamarca, que están fuertemente involucrados en la transición energética . La conversión del exceso de electricidad en otro vector energético , luego su retorno, es una de las soluciones a este problema . Una ventaja de la conversión a gas es que la red de gas ya existe; no se construirá nueva infraestructura.
Este proceso está así impulsado por varios estudios de transición energética, entre ellos en Francia los escenarios “ negaWatt 2017 ” , el dictamen del Consejo Económico, Social y Medioambiental de junio de 2015, el informe Visions 2030-2050 de ADEME en 2103 y GrDF .
La electrólisis del agua se utiliza para separar los átomos de oxígeno e hidrógeno de la molécula de agua . El hidrógeno producido se puede utilizar sin transformación, lo que garantiza el mejor rendimiento .
Sin embargo, el hidrógeno requiere medidas de seguridad especiales, debido a su muy alta inflamabilidad en presencia de oxígeno, y su almacenamiento requiere el uso de materiales poco porosos para evitar fugas . Para simplificar su almacenamiento y reducir su inflamabilidad, se puede convertir en metano mediante una reacción de metanización que consiste en combinar CO 2 con hidrógeno para formar metano sintético.
Tanto el hidrógeno como el metano se pueden utilizar como combustible, combustible o volver a convertirse en electricidad mediante cogeneración o pila de combustible . En cada conversión, se pierde parte de la energía eléctrica inicial (consulte la tabla siguiente).
Transformación | Producir (%) | Nota |
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Corriente eléctrica → Gas | ||
Hidrógeno | 54–72 | comprimido a 200 bar |
Metano (SNG) | 49–64 | |
Hidrógeno | 57-73 | comprimido a 80 bar (red de gas) |
Metano (SNG) | 50–64 | |
Hidrógeno | 64–77 | sin compresión |
Metano (SNG) | 51–65 | |
Corriente eléctrica → Gas → Corriente eléctrica | ||
Hidrógeno | 34–44 | comprimido a 80 bar convertido al 60% en corriente |
Metano (SNG) | 30-38 | |
Corriente eléctrica → Gas → Corriente eléctrica y Calor (cogeneración) | ||
Hidrógeno | 48–62 | comprimido a 80 bar y corriente eléctrica / calor hasta 40/45% |
Metano (SNG) | 43–54 |
Según Jean-Marc Jancovici , la conversión de Corriente eléctrica → Gas → Corriente eléctrica presenta una eficiencia que no puede superar el 30%, siendo superior al 75% en el caso de almacenamiento por bombeo . Según ADEME, ronda el 25%, o incluso el 30% con los mejores equipos actuales; estos valores son muy inferiores a la eficiencia del almacenamiento electroquímico por acumuladores o baterías, que es aproximadamente del 70%. Sin embargo, dependiendo del uso, una u otra de estas dos soluciones, o una combinación de las dos, pueden ser más ventajosas.
Dado que el metano es el componente principal del gas natural , este último puede ser reemplazado por metano del proceso de energía a gas en cualquier lugar, en los mercados industrial, eléctrico, térmico, de motores y movilidad .
Si el gas de síntesis renovable (hidrógeno o metano) se transforma en corriente eléctrica en el marco de la cogeneración, son posibles rendimientos del 43 al 62% .
El gas sintético renovable se puede utilizar en motores y / o vehículos que funcionan con gas, por ejemplo, o, en forma de metano, se puede inyectar en redes de gas natural para abastecer los usos tradicionales del gas: cocina, calefacción, agua caliente sanitaria.
Audi ha construido una instalación eléctrica de 6 MW en Werlte, Baja Sajonia , para transformar el excedente de electricidad renovable en gas de síntesis renovable, por metanización . CO 2es renovable en sí mismo, ya que proviene de la depuración de biogás producido por digestión anaeróbica en una instalación vecina.
Este proyecto de demostración GRHYD debe probar la transformación en hidrógeno de la electricidad no consumida en el momento de su producción, con inyección de hidrógeno en la red de gas natural de un nuevo distrito y producción de hitano (mezcla de hidrógeno y gas natural) para los autobuses de GNC. de la Comunidad Urbana de Dunkerque. El proyecto debe evaluar y validar la viabilidad técnica y la relevancia económica, social y ambiental de un nuevo sector energético compuesto por una mezcla de hidrógeno y gas natural, así como las posibles sinergias entre las redes (electricidad y gas), al servicio del desarrollo. de energías renovables y posibles nuevos usos.
La inyección en la red de gas aporta flexibilidad al sistema energético. Facilitará la integración de energías renovables intermitentes en el mix energético . Ademe estima que el potencial de generación de energía a gas será de 30 TWh por año para la Francia metropolitana en 2035.
El proyecto GRHYD fue seleccionado en el marco de la Convocatoria de Expresión de Interés (AMI) “Programa de demostradores y plataformas tecnológicas en energías renovables y libres de carbono y química verde: Parte hidrógeno y pilas de combustible” lanzada por Ademe . Reúne a una decena de socios franceses, coordinados por Engie (antes GDF Suez , en el centro de investigación Engie Lab Crigen ), entre ellos el CEA , el Centro Técnico de Industrias Térmicas y Aéreas (CETIAT), Ineris , Areva H2Gen (que produce electrolizadores) , McPhy (especialista en equipos que utilizan hidrógeno), Engie Inéo (para conectividad), GNVert (filial de Engie que comercializa gas natural vehicular), GRDF , la comunidad urbana de Dunkerque y la STDE ( Société des Dunkirk transport and extensions ). Es una de las iniciativas francesas de generación de gas e hidrógeno más importantes . Lanzado en 2014, forma parte de la estrategia de la tercera revolución industrial (TRI) de la región Nord-Pas-de-Calais (absorbida por la región Hauts-de-France , con el apoyo de Ademe) para contribuir en particular para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (objetivos del 20% para Francia para 2020).
Está etiquetado por el clúster de competitividad Tenerrdis (especializado en [transición energética]). En 2018, también contribuye al Plan de Hidrógeno puesto en marcha el1 st de junio de 2018por Nicolas Hulot . La inversión es de 15 millones de euros (el precio de una rotonda muy grande), GRHYD requirió seis años de estudios y solicitudes de autorizaciones.
Se implementan dos demostradores:
Un conjunto de tres contenedores (inaugurado en junio de 2011) se ocupan respectivamente de la etapa de electrólisis , almacenamiento e inyección a la red. Aquí el hidrógeno abastecerá la sala de calderas de un centro sanitario durante dos años. En 2019, el piloto alcanza su capacidad máxima.
El demostrador MINERVE de AFUL Chantrerie (Association Fédératrice des Utilities Locales) tiene como objetivo promover el desarrollo de soluciones energéticas para el futuro entre los funcionarios electos, las empresas y, en general, la sociedad civil. También se pretende experimentar con otros reactores, catalizadores, etc. El metano sintético producido (0,6 Nm 3 / h ) se recupera como combustible NGV y como combustible en las calderas de la sala de calderas AFUL Chantrerie. La instalación fue diseñada y construida por la PYME francesa Top Industrie , con el apoyo de Leaf. Fue aceptado en noviembre de 2017 con el desempeño esperado: 93,3% de CH4. Este proyecto fue apoyado por Ademe y FEDER - región Pays de la Loire , así como por varios otros socios: Consejo Departamental de Loire-Atlantique, Engie-Cofely, GRDF, GRTGaz, Nantes-Métropole, Sydela y Sydev .
El proyecto de demostración Jupiter 1000 , conectado a la red de transporte de gas natural en20 de febrero de 2020, tiene como objetivo recuperar el excedente de electricidad renovable y reciclar CO 2.
Alors qu'une vingtaine de démonstrateurs fonctionnent déjà en Europe, notamment en Allemagne, Jupiter 1000 , d'une puissance de 1 MWe , situé dans la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer , est la première installation à cette échelle de production en Francia. La producción de hidrógeno está asegurada por dos electrolizadores de diferentes tecnologías a partir de energía 100% renovable. El demostrador utiliza una innovadora técnica de metanización . CO 2 requerido se captura en la cercana planta de acero de Ascometal .
Coordinado por GRTgaz y producido en colaboración con el Grand Port Maritime de Marseille , Jupiter 1000 moviliza socios franceses con habilidades complementarias: McPhy Energy para la electrólisis, Atmostat para el tanque de gas metano, Leroux y Lotz Technologies para la captura de CO 2, el CEA de I + D , la Compagnie nationale du Rhône (CNR), que suministra electricidad renovable y garantiza el funcionamiento remoto de la instalación, y GRTgaz y TIGF gestionan la inyección en las redes de gas. GRTgaz también proporciona ingeniería e integración general y, en última instancia, operación del sitio.
El coste del proyecto asciende a 30 millones de euros , de los cuales casi dos tercios aportados por socios industriales y un tercio financiado por el Fondo Europeo de Desarrollo Económico y Regional (FRDER) y por subvenciones estatales ( inversiones de futuro confiadas a Ademe ) y la Provenza -Región de los Alpes-Costa Azul .
La plataforma MYRTE es un proyecto de conversión de electricidad en gas destinado a incrementar la autonomía energética de las regiones. De hecho, la red eléctrica corsa es una red insular: pequeña, sensible a las variaciones de producción, limitada en la capacidad de los nuevos medios de producción, con un fuerte aumento de la demanda de electricidad. La plataforma MYRTE permite así un acoplamiento entre un campo fotovoltaico y un medio de almacenamiento de hidrógeno. La eficiencia global de la instalación es del orden del 40%, se prevé reutilizar el calor liberado por el electrolizador y la pila de combustible hasta llegar al 70%.
El potencial de desarrollo de la conversión eléctrica representa una solución de futuro, según ADEME, para almacenar electricidad intermitente de origen renovable.
Una tecnología plenamente operativa en Francia para 2030, el proceso no representa un avance tecnológico, ni la necesidad de desarrollar nueva infraestructura de transporte eléctrico (inversiones evitadas), gracias al almacenamiento en densas y seguras redes de gas natural, lo que también permite reforzar la seguridad del suministro de gas. Por otro lado, ofrece:
Con una tasa de penetración de energías eléctricas renovables superior al 50% en 2050, el power-to-gas permitiría producir entre 20 y 30 TWh / a de gas renovable inyectable en las redes existentes, consolidándose como una solución de almacenamiento para Electricidad excedentes de larga duración.
A corto / medio plazo: aparece el hidrógeno, por incorporación a la red de gas en proporciones controladas y en uso directo en nichos de mercado (a través de pilas de combustible en particular), como forma de recuperar el exceso de combustible, importante producción de electricidad renovable.
En el caso de que el proyecto GRHYD presentara grandes dificultades para que las redes existentes entreguen hidrógeno puro mezclado con gas natural, una transición a la producción de metano sintético permitiría eliminar todos los límites técnicos vinculados a la inyección. Y así brindar acceso a instalaciones de almacenamiento subterráneo de muy gran capacidad. La metanización también puede hacer una contribución significativa al despliegue masivo de gas renovable para usos como la movilidad o el calor que parecen difíciles de descarbonizar.
Paralelamente a estos desarrollos en el campo energético, y a partir de ahora, existe un potencial de sustitución en los usos industriales del hidrógeno, que representan alrededor de 1 millón de toneladas anuales. En particular, para usos difusos, ya se podrían suministrar pequeños volúmenes con hidrógeno producido por electrólisis.
Estos potenciales de sustitución representan un problema técnico y económico para Power-to-gas, pero también problemas con respecto a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.
El programa energético plurianual (PPE) prevé la puesta en servicio de uno a diez demostradores en 2023 y de diez a cien en 2028, con una contribución de inversión pública de 50 millones de euros anuales durante tres años.