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El gas renovable es cualquier gas que proceda o sea producido a partir de materias primas o fuentes renovables.

Diferenciamos los tipos principales de gases renovables:

  • Biogás, obtenido mediante el proceso de digestión anaerobia de materiales orgánicos biodegradables, principalmente residuos orgánicos domésticos, industriales, agrícolas, lodos de depuradora y deyecciones ganaderas. El biogás está compuesto principalmente por metano (40%-70%) y CO2 (60%-30%), encontrándose otros compuestos en pequeñas cantidades. Mediante la purificación del biogás se puede obtener biometano.
  • Biometano, se obtiene del biogás mediante un proceso de depuración denominado “upgrading”, en el que se eliminan distintas impurezas y se consigue aumentar el porcentaje de metano en la mezcla hasta valores >90%. El objetivo de este proceso es obtener biometano: un gas con una composición análoga a la del gas natural y, por tanto, se puede inyectar en el sistema gasista sin limitación alguna.
  • Gas sintético (Syngas), obtenido mediante el proceso de gasificación térmica de materiales orgánicos, principalmente lignocelulósicos (residuos forestales y agrícolas) o a través de la metanación del hidrógeno.
  • Hidrógeno renovable (o verde): Existen muchas formas de producir hidrógeno y, además, diversos tipos de hidrógeno en función de las fuentes y métodos de producción utilizados para su generación. El denominado hidrógeno gris, por ejemplo, que se genera a partir del reformado de vapor de gas natural sin captura de CO2. Y el azul, que se produce a partir del mismo reformado pero siguiendo un proceso de captura de ese CO2, de tal forma que se considera de baja emisión de carbono. Pero ninguno de ellos puede ser considerado un gas renovable. Nos referiremos entonces al hidrógeno renovable, también conocido como verde, que es el producido por electrólisis del agua a partir de electricidad proveniente de fuentes renovables. Este proceso no emite CO2 y transforma el agua en moléculas de gases de hidrógeno y oxígeno, usando electricidad producida por fuentes renovables.

Todos estos gases pueden ser depurados, enriquecidos o transformados en un gas rico en CH4, con composición similar a la del gas natural y por tanto susceptibles de ser inyectados y transportados en la red de gas.

El biometano es totalmente intercambiable por el gas natural por lo que no tiene limitaciones en su introducción en el sistema gasista. El hidrógeno en concentraciones limitadas es susceptible de ser inyectado directamente en el sistema gasista.

Así, la inyección de biometano en la red de gas natural permite su fácil distribución y consumo para todo tipo de usos (residencial, industrial, servicios o automoción) mediante el aprovechamiento de las infraestructuras existentes del sistema gasista y sin necesidad de cambios ni en dichas infraestructuras ni en los aparatos de consumo.

Por otro lado, el hidrógeno puro no es un gas intercambiable al 100% con el gas natural por lo que para su inyección en la red es necesaria una adecuación previa de ésta, sin embargo tiene numerosas aplicaciones (industria, movilidad, etc) y surge como nuevo vector energético capaz de almacenar químicamente enormes cantidades de energía durante largos períodos de tiempo.

La utilización de gas renovable en las infraestructuras gasistas existentes, combinada con electricidad renovable, presenta el potencial de reducir el coste de la transición energética. Entre las principales ventajas y beneficios que se derivan del uso de estos gases destacan:

  • La reducción del consumo de combustibles fósiles, con la consecuente mejora en la calidad del aire y sostenibilidad medio ambiental.
  • En el caso del biometano, La posibilidad de hacer uso de la infraestructura gasista, permitiendo así descarbonizar todos los sectores económicos, incluso aquellos difíciles de electrificar.
    En el caso del biometano, al ser intercambiable con el gas natural y poder utilizar las infraestructuras gasistas existentes, las acciones para descarbonizar parte de la economía son inmediatas y no requieren inversiones adicionales.
  • Contribución al cumplimiento de los objetivos europeos en materia de descarbonización.
  • Mejora de la gestión medioambiental de residuos orgánicos tan conflictivos como las deyecciones ganaderas, purines, estiércoles, gallinazas, etc., los lodos de depuradora o la fracción orgánica de RSU.
  • Recuperación de nutrientes agrícolas tras el procesamiento del digestato procedente de la digestión anaerobia de los residuos y la producción de fertilizantes orgánicos.
  • Refuerza el desarrollo de modelos basados en economía circular mediante el aprovechamiento de los residuos y su transformación en energía, en línea con lo recogido en la Comunicación de la Comisión sobre “El papel de la transformación de los residuos en energía”
  • El desarrollo de proyectos de este tipo permite un mayor apoyo al desarrollo rural y fijación de empleo (y población) en entornos agrícolas y ganaderos.
  • Permite romper la asincronía existente entre la generación eléctrica renovable y la demanda, gracias a la posibilidad de transformar los excedentes de producción renovable en hidrógeno (a este proceso se le denomina power-to-gas, P2G) y la utilización de la red de infraestructuras gasistas como “almacén” de esta energía; evitando así un alto vertido de producción renovable derivado de una menor demanda. Esto permite una mejor integración de las energías renovables en el mix energético, impulsando e incentivando este mercado, incrementando la sostenibilidad del sistema energético y reduciendo la dependencia energética del exterior gracias al uso de recursos locales.

Para facilitar e incentivar la comercialización de dichos gases es necesario disponer de un sistema nacional de garantías de origen que permita certificar el carácter renovable del gas inyectado y sus principales características así como permitir la trazabilidad del gas renovable: emisión, transferencia de su titularidad, redención por extracción de la red y consumo por el cliente final, y cancelación pasado un periodo establecido de tiempo, momento en que deja de estar disponible para cualquier otro usuario.

Disponiendo en España de incentivos a la producción e inyección de gas renovable homólogo a los existentes en otros países europeos (como por ejemplo: Francia)

La garantía de origen es un documento electrónico cuya única función es acreditar ante un consumidor final que una cuota o cantidad determinada de energía se ha producido a partir de fuentes renovables.

Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos.

Ordenación del suministro de gases combustibles por canalización.

Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural.

Acceso de terceros a las instalaciones y régimen económico (estructura tarifas, peajes y cánones)

Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural.

Régimen jurídico aplicable a las actividades y a las relaciones entre los distintos sujetos que las desarrollan. Conexiones a la red.
Régimen de autorización correspondiente a todas las instalaciones vinculadas a las actividades de gas, competencia de la Administración General del Estado.

Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural.

Define el servicio acceso al Punto Virtual de Balance (PVB) tanto desde la red de distribución como la de transporte, posibilitando la inyección de gas renovable en la red gasista.

Real Decreto 335/2018, de 25 de mayo, por el que se modifican diversos reales decretos que regulan el sector del gas natural.

Fija la estructura del peaje de entrada al Punto Virtual de Balance (PVB) tanto desde la red de transporte como de distribución.

Orden TEC/1367/2018, de 20 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas para el año 2019.

Determina el valor del peaje de entrada al Punto Virtual de Balance (PVB) tanto desde la red de transporte como de distribución.

Normas de Gestión Técnica del Sistema y protocolos de detalle ORDEN ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gestión técnica del sistema gasista.

Destaca:

Resolución de 8 de octubre de 2018, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican las normas de gestión técnica del sistema NGTS-06, NGTS-07 y los protocolos de detalle PD-01 y PD-02.

En concreto el protocolo de detalle PD-01 fija los parámetros de calidad para la inyección de gas y de gases procedentes de fuentes no convencionales a la red de gas natural.

Es un incentivo ligado a la tecnología de producción que se aplica a cada unidad de energía producida. El productor se asegura que el precio al que se le compra la energía es suficiente como para poder recuperar su inversión. Las principales ventajas de la FIT son que suele tener un contrato a largo plazo con el productor (10-20 años), asegura el acceso a la red y que el incentivo se aplica en función del tipo de tecnología y tamaño del proyecto.

1 En España actualmente no existen.

Se trata de una prima sobre el precio de mercado a los productores. Es diferente para cada tipo de tecnología y se aplica a cada unidad de energía producida. Asegura al productor cubrir los costes de producción.

1 En España actualmente no existen.

Actualmente en España hay dos plantas de producción de biometano, inyectando en el sistema gasista:

El Parque Tecnológico de Valdemingómez. Esta planta cuenta con dos plantas de biometanización,  Las Dehesas y La Paloma, cuya materia prima es la materia orgánica de los residuos previamente tratados y clasificados.

La planta de Las Dehesas tiene una capacidad de tratamiento de residuos para el proceso de biometanización de 160.000 tn/año, con una producción de biogás de 21,5 MNm3/año.

La planta de La Paloma tiene una capacidad de tratamiento de residuos para el proceso de biometanización de 110.000 tn/añocon una producción de biogás de 12,36 MNm3/año.

Ambas líneas de producción de biometano se inyectan en el nudo de conexión de los gasoductos de alta presión Semianillo de Madrid y su Desdoblamiento a través de una estación de medida G-65 ubicada en la posición B-21 Vallecas, propiedad de Enagas S.A.

Se trata de uno de los mayores complejos de producción continua de biometano que hay en Europa con una capacidad total de 4.000 m3/h de biogás, y una depuración del 98% de riqueza de metano. Los 92 GWh anuales de biometano inyectados en la red gasista de transporte equivalen al combustible de más de 190 autobuses de la EMT o al consumo de gas de más de 10.000 viviendas. Como resultado de ello, se están dejando de emitir en torno a 467.273 toneladas de CO2 a la atmósfera, lo que supone una gran  contribución a los objetivos de reducción de emisiones nacionales a corto y largo plazo.

Proyecto de gas renovable de la EDAR de Butarque (Madrid), enmarcado en el Consorcio Europeo  ECO-GATE cofinanciado por la Unión Europea, liderado por Nedgia. El Consorcio Europeo ECO-GATE está co-financiado con fondos de la Unión Europea mediante programa CEF y está compuesto por 38 compañías de 4 países (España, Portugal, Francia y Alemania).

El módulo de inyección de la instalación inyecta biometano generado a partir de los residuos de la estación depuradora de aguas residuales de Canal Isabel II.  Ubicado en la EDAR de Butarque. Se espera que el Volumen de biometano inyectado en red sea de 5 GWh/año.

La instalación consta de un primer módulo de producción de biometano, un segundo para la inyección del biometano en la red de Nedgia y un tercero que es una gasinera alimentada desde la red de distribución. De esta forma, además de producir gas renovable, la instalación permite que el gas inyectado y distribuido se pueda destinar a todo tipo de usos: domésticos, comerciales, industriales y de transporte, como es en este caso.