El papel estratégico del gas natural en la mezcla mundial de energía

Las centrales de gas natural suministran actualmente aproximadamente una cuarta parte de la generación global de electricidad, convirtiéndolos en la segunda fuente más grande de electricidad después del carbón en muchas regiones. Su flexibilidad operativa les permite aumentar y bajar rápidamente, lo que los convierte en un complemento natural a fuentes renovables variables como el viento y el solar. A diferencia de las plantas de carbón que requieren horas para ajustar la producción, las turbinas modernas de gas combinado pueden pasar de carga mínima a plena capacidad en menos de 30 minutos.

El argumento ambiental para el gas natural ha descansado históricamente en su menor intensidad de carbono. Al combustarse en una moderna planta de ciclo combinado, el gas natural emite aproximadamente 350–400 kilogramos de CO2 por megavatio hora, en comparación con 800–900 kilogramos de carbón. Esta reducción del 55% en CO2 por unidad de electricidad ha llevado a muchos países a adoptar el gas natural como combustible de transición que puede desplazar carbón mientras que las infraestructuras renovables aumentan.

Sin embargo, la matemática climática alrededor del gas natural es más compleja que una simple comparación con el carbón. El gas natural es principalmente metano, que tiene un potencial de calentamiento global aproximadamente 80 veces mayor que el CO2 durante un período de 20 años. La fuga de metano a lo largo de la cadena de suministro de pozo a punta de quemador de centrales eléctrica puede socavar significativamente o incluso eliminar el beneficio climático de cambiar de carbón.

Perfil de Emisiones de una planta de energía de gas natural

Una planta de ciclo combinado de gas natural convencional produce tres categorías de emisiones que deben ser abordadas para la operación de cero emisiones. La emisión primaria es dióxido de carbono, que comprende aproximadamente 7-8 por ciento de la corriente de escape en una planta típica. La segunda categoría incluye criterios contaminantes como óxidos de nitrógeno y óxidos de azufre, que contribuyen a la lluvia de humo y ácido, pero que ya están controlados a través de reducción catalítica selectiva y otros controles de contaminación.

La operación de emisión cero requiere eliminar las tres categorías simultáneamente. El dióxido de carbono debe ser capturado antes de la liberación, la combustión debe ser manejada para producir cero o cerca de cero NOx, y el deslizamiento de metano debe reducirse a niveles insignificantes. Las tecnologías emergentes abordan estos requisitos desde diferentes ángulos, con algunos centrados en capturar CO2 después de la combustión y otros reimaginando el proceso de combustión en sí.

Carbon Capture and Storage Technologies

Capacidad de post-combustión

La captura de carbono posterior a la combustión implica separar CO2 de la corriente de escape después de que se haya quemado el gas natural. El enfoque más maduro utiliza solventes químicos, normalmente compuestos basados en minas que absorben selectivamente CO2 del gas de la gripe. El solvente se calienta para liberar una corriente concentrada de CO2 que puede ser comprimido y transportada para almacenamiento o utilización. Varios proyectos a escala comercial han demostrado captura a base de minas en plantas de gas natural en Canadá y las tasas de 90 por ciento.

El principal reto con captura post-combustión es la pena de energía. El calor necesario para regenerar el solvente reduce la producción de electricidad neta de la planta en aproximadamente 8 a 12 por ciento, y el equipo adicional añade un costo de capital significativo. El gas de baja presión de las plantas de gas natural también contiene aproximadamente 4 a 5 por ciento CO2, menor que el 12 a 15 por ciento encontrado en gas de la gripe de carbón, lo que significa que los volúmenes más grandes de gas disolvetemácte.

Pre-Combustión de Captura y Ciclo de Allam

La captura previa a la combustión toma un enfoque diferente al convertir gas natural en una mezcla de hidrógeno y CO2 antes de la combustión, separando el CO2 y quemando sólo el hidrógeno. El gas natural se reforma con vapor para producir gas de síntesis, que sufre una reacción de cambio de gas de agua para aumentar la concentración de hidrógeno. El CO2 se captura luego utilizando solventes físicos o membranas, dejando un flujo de combustible rico en hidrógeno que se puede combustarse sin producir tasas de configuración adicionales de CO2.

El ciclo Allam-Fetvedt representa una salida más radical de la combustión convencional. Este sistema utiliza la combustión oxy-combustión –quema de gas natural con oxígeno casi puro en lugar de aire– y opera con CO2 supercritica como fluido de trabajo en lugar de vapor.El flujo de escape consiste casi totalmente en CO2 y agua, con el CO2 siendo fácilmente separado, comprimido y enviado a almacenamiento mientras que una porción se consigue una por la turbina térmica.

Hidrógeno como vía de combustible de carbono cero

Combustión de hidrógeno en Turbinas de Gas

El hidrógeno quemado en lugar de gas natural elimina las emisiones de CO2 en el punto de combustión, siempre que el hidrógeno mismo se produzca a través de métodos de bajo carbono. Las turbinas modernas diseñadas para gas natural pueden ser modificadas para manejar mezclas de combustible de hidrógeno, y varios fabricantes han introducido turbinas calificadas para el funcionamiento del hidrógeno del 100%. Los desafíos incluyen la gestión de velocidades y temperaturas de llama más altas que pueden aumentar la formación de NOx, así como la presión de los componentes expuestos.

La dinámica de la combustión también difiere sustancialmente con el hidrógeno. La mayor velocidad de la llama y mayor gama de inflamabilidad del hidrógeno requieren modificaciones al diseño del quemador para prevenir la relámpago, donde la llama se propaga hacia arriba en la boquilla del combustible. Los sistemas de combustión secos de bajo cero diseñados para el gas natural pueden no funcionar eficazmente en las fracciones de hidrógeno de alta calidad.

Producción de Hidrogen verde, azul y turquesa

El impacto de las emisiones de la combustión de hidrógeno depende totalmente de cómo se produce el hidrógeno verde a través de electrolisis utilizando electricidad renovable, dando como resultado cero emisiones a lo largo de la cadena de valor. El hidrógeno azul se produce a través de gas natural mediante la reforma del metano o la reforma autotermal con captura de carbono, produciendo hidrógeno con emisiones de CO2 de 60 a 85 % inferiores que la combustión directa de gas natural.

La economía actual favorece fuertemente el hidrógeno azul, que puede producirse a aproximadamente $2 a $3 por kilogramo en comparación con $5 a $8 por kilogramo para hidrógeno verde. Sin embargo, la caída de los costos de electricidad renovable y la mejora de la eficiencia del electrolizador están reduciendo rápidamente esta brecha.El programa del Departamento de Energía de EE.UU. ha fijado un objetivo de $1 por kilogramo para hidrógeno limpio dentro de una década, lo que haría la combustión de hidrógeno económicamente competitivo con la combustión directa de gas natural en una MW.

Blending and Infrastructure Transition

Una estrategia práctica a corto plazo implica mezclar hidrógeno en los sistemas de gas natural existentes y combustión aumentando gradualmente las concentraciones. La mayoría de los estudios indican que mezcla hasta el 20 por ciento de hidrógeno por volumen requieren modificaciones mínimas para tuberías, sellos y equipos de usuario final. Este enfoque permite que las turbinas de gas comiencen a reducir emisiones inmediatamente mientras que la producción de hidrógeno se construye y se dedica infraestructura media.

Nuevas tecnologías de combustión y desarrollo de sistemas

Células de combustible de óxido sólido integradas con turbinas de gas

Las células de combustible de óxido sólido convierten el gas natural o el hidrógeno directamente en electricidad a través de reacciones electroquímicas en lugar de combustión, logrando eficiencias eléctricas superiores al 60%, significativamente más alto que el 40 al 45 por ciento típico de las turbinas de gas de ciclo simple. Cuando se integra con una turbina de gas en una configuración híbrida, la célula de combustible funciona a alta temperatura y presión, y el calor y el combustible no reaccionado de su escape son más fáciles de su sistema de su escape se quema

Varios proyectos de demostración han validado este concepto a escala de megavatios. La tecnología se enfrenta a retos relacionados con la durabilidad celular, el ciclismo térmico y el costo, pero los fabricantes proyectan que con la producción de volumen, los sistemas de turbinas de gas de células de combustible integrado podrían alcanzar la paridad de costes con las plantas convencionales de ciclo combinado a finales de 2020, permitiendo emisiones casi cero.

Combustión de la explotación química

La combustión de la bobina química presenta otro enfoque que separa inherentemente el CO2 durante el proceso de combustión. El sistema utiliza un portador de oxígeno de óxido de metal que circula entre dos reactores. En el reactor de combustible, el óxido de metal libera oxígeno para combustión del gas natural, produciendo CO2 y vapor de agua.

Los ensayos a escala experimental y de laboratorio han demostrado el azote químico con una variedad de materiales portadores de oxígeno, incluyendo óxidos de hierro, cobre y níquel. Los retos técnicos incluyen el mantenimiento de la integridad mecánica de las partículas portadoras de oxígeno en miles de ciclos y el escalado de los sistemas de reactores de piloto a tamaño comercial. Los programas de investigación en Europa y Asia están dirigidos a operaciones a escala de demostración en los próximos cinco años.

Marco de políticas y económicas para las centrales de gas de cero emisiones

Consideraciones relativas a los costos de capital y funcionamiento

La economía de la reequipación de las plantas de gas natural existentes para la operación de cero emisiones varía significativamente por vía tecnológica. La captura de carbono posterior a la combustión agrega un estimado de $60 a $90 por megavatio-hora al costo de electricidad de una planta de ciclo combinado, según la Agencia Internacional de Energía. Los ciclos de Allam y las rutas de combustión de hidrógeno cuestan actualmente una planta de nueva construcción, con costes de capital 20 a 40 por mega-0 por ciento más alto que los 10 por cada uno.

Los créditos fiscales y los mecanismos de fijación de precios de carbono son esenciales para cerrar la brecha de costos. El crédito fiscal de la Sección 45Q, que proporciona $85 por tonelada métrica de CO2 almacenado permanentemente en formaciones geológicas, puede compensar una parte sustancial del costo de captura.El sistema de operación de emisiones de la UE, con fluctuación de precios de carbono en el rango de $60 a $100 por tonelada métrica en los últimos años, mejora igualmente las emisiones de las emisiones de los gastos

Requisitos de reglamentación e infraestructura

El despliegue amplio de plantas de gas sin emisiones depende del desarrollo paralelo de la infraestructura de transporte y almacenamiento de CO2. Los Estados Unidos tienen aproximadamente 5.000 millas de oleoductos de CO2, principalmente para operaciones de recuperación de petróleo, pero sería necesario contar con una red nacional de transporte de CO2 de 50.000 a 100.000 millas para apoyar un despliegue significativo de captura. Varios estados, entre ellos Illinois, Indiana y Dakota del Norte, están desarrollando marcos reguladores para el siting de oleo de CO2 y la propiedad de espacio poro para el almacenamiento geológico.

La infraestructura de hidrógeno presenta retos similares. Los hidrogenoductos desminados, las cavernas de almacenamiento y el equipo de usuarios finales deben construirse para apoyar las plantas que operan sobre hidrógeno puro. La iniciativa de la hidrogen Backbone europea ha esbozado un plan para construir 40.000 kilómetros de tuberías de hidrógeno para 2040, que vincula los centros de producción con puntos de demanda, incluyendo centrales de energía.

El camino hacia adelante: integración de tecnologías para una rejilla descarbonizada

No se transformará en instalaciones de emisiones de gases naturales por sí solas. El escenario más probable implica una cartera de soluciones desplegadas según las condiciones regionales y las características de las plantas. Es probable que las plantas existentes cerca de depósitos de almacenamiento de CO2 adecuados sean reacondicionadas con sistemas de captura post-combustión. Las nuevas plantas construidas en regiones con infraestructura de hidrógeno serán diseñadas para la combustión de hidrógeno desde el principio, potencialmente operando en gas natural con captura de carbono durante un período de alta eficiencia.

El tiempo de comercialización se está acelerando. El escenario Net Zero de la Agencia Internacional de Energía para 2050 prevé la mayor parte de las nuevas centrales eléctricas con gas que salen en línea después de que 2030 estén diseñadas para ser listas o capaces de hidrógeno. Para 2040, el escenario requiere esencialmente que todas las generaciones restantes con gases que se equipan con captura de carbono, operando a baja escala hidrógeno, o ambas cosas.

La oportunidad es significativa. Las centrales de gas natural representan una inversión sustancial en capacidad de generación confiable. Si estos activos pueden descarbonizarse en lugar de retirarse temprano, el costo de la transición energética disminuye significativamente, y la fiabilidad de la electricidad se mantiene mientras la capacidad renovable continúa expandiéndose. Las tecnologías emergentes, desde los solventes avanzados y los bucles químicos hasta las células de combustible de alta temperatura y los ciclos de CO2 supercríticos, hacen que esta des sea técnicamente viable.

El gas natural seguirá siendo parte del sistema eléctrico durante décadas, pero la forma que toma cambiará. La central eléctrica de gas de 2040 llevará poco parecido a las plantas actuales. Probablemente captará su CO2 o quemará hidrógeno, logrando emisiones net-cero o incluso net-negativas si se combina con la biomasa en configuraciones híbridas. Funcionará en coordinación más estrecha con las energías renovables, proporcionando una capacidad firme cuando el sol no alumbra y el viento.