Tesis de maestría: The role of gas transmission networks in future scenarios for the European energy system
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2020
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Resumen
Para lograr la desafiante y ambiciosa reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) que ha acordado la Unión Europea (UE), será necesario llevar a cabo fuertes transformaciones en todo el sistema energético europeo en los próximos años. El objetivo de este trabajo es integrar y validar los últimos datos disponibles sobre la actual red europea de gas natural (capacidades transfronterizas, demanda y suministro de metano) en el sistema acoplado por sectores (sector coupling), así como analizar sus efectos en tres escenarios seleccionados con cero emisiones netas de CO2: un primer escenario totalmente nuevo sin ninguna red de gas previa, en el que se construye una nueva red de hidrógeno entre 33 países europeos; un segundo escenario donde la red de metano existente opera en paraleloa una nueva red de hidrógeno; y un tercer escenario en el que las capacidades existentes de la red de metano se pueden reconvertir para transporte de hidrógeno, si es necesario, para satisfacer las demandas del sistema. En los tres escenarios, además de la conversión de la red de gas natural, se pueden construir nuevas tuberías de hidrógeno con mayores
costos de inversión.
El presente trabajo está basado en el software de código abierto (open software) PyPSA-Eur-Sec, un modelo integrado a nivel continental del sistema energético europeo. Los resultados muestran que la red de metano está transportando metano a niveles hasta 10 veces inferiores a las capacidades actuales de las tuberías, dependiendo de cada capacidad transfronteriza. A pesar de esta reducción global en el transporte y consumo de metano, la red de transporte sigue siendo necesaria y sirve para transportar adicionalmente el biogás que se prevee en estos escenarios, concretamente un 47 % (352 TWh) de la demanda total de metano, 740 TWh. Las grandes cantidades de hidrógeno generado mediante electrólisis
en estos futuros escenarios, son cantidades similares al mentano extraido en Noruega y otros países europeos hoy en día, con hasta 3189 TWh por año.
Las soluciones optimizadas comparadas entre los escenarios, muestran poca o ninguna diferencia entre ellas. Esto se debe a que los excedentes de generación de energía renovable proveniente predominantemente de energía eólica generada predominantemente en sólo cuatro países alrededor del Mar del Norte y el Océano Atlántico. Las rutas para transportar hidrógeno no son las mismas que las actuales para metano, por lo que la reconversión de las tuberías juega un papel importante para reducir los costos. Junto a la reconversión de tuberías de metano, todavía es necesario construir nuevas tuberías de hidrógeno, ya que las renovadas por sí solas no son suficientes para transportar y cubrir las demandas energéticas
en Europa. Aunque los escenarios no influyen significativamente en la configuración de las distintas tecnologías, se pueden ahorrar costos de 2 mil millones de euros por año al convertir parcialmente la red de metano existente en hidrógeno. El funcionamiento de las redes de metano e hidrógeno no presenta el mismo funcionamiento estacional que en la actualidad, sino un funcionamiento más congestionado en ambas redes de H2 y CH4;
esto es causa inherente a la optimización del problema, pero muestra que la operación de las tuberías de hidrógeno reconvertidas pueden ser operadas de manera estacionaria, lo cual es un requisito del método de reconversión seleccionado en este trabajo. El propósitode este método de operación es el de extender la vida útil de las tuberías de transporte. Por otro lado, las tecnologías de los procesos power-to-gas, Sabatier y HELMETH, y SMR tienen capacidades instaladas no signi cativas en los escenarios estudiados.
Descripción
Tesis Energía y Ambiente (maestría) - Instituto Tecnológico de Buenos Aires - Karlsruher Institut für Technologie, Karlsruhe, 2020
Palabras clave
DISTRIBUCION DEL GAS, GASODUCTOS, SISTEMAS DE ENERGIA ELECTRICA