La nueva moda en el sector eléctrico tiene la sigla de GdO: Garantias de Origenes. Hace algunos meses, Magnus os ha contado el significado de estos certificados: constatar que la energía consumida por las grandes empresas industriales proviene de fuentes totalmente renovables. Pero si toda la generación de energía se mezcla en la red eléctrica, ¿cómo se puede certificar que cumplimos nuestros deberes medioambientales? Pues, pagando. El precio medio de las GdOs en España está escalando de año en año, desarrollando uno de los mercados más significativos para el plan de transición energética establecido por la UE.
¿Y para el gas? Si en el eléctrico es posible certificar que somos buenos cuidadores del ambiente, ¿cómo podemos decir lo mismo para el consumo de gas?
Actualmente, no existen GdOs para el mercado gasista a nivel europeo y tampoco a nivel mundial. Según el periódico La Expansión, el año pasado por primera vez se ha vendido gas natural con un certificado que acredita las condiciones bajo las que se ha producido, dando al combustible un distintivo “ético”. El gas que se vende con el certificado tiene que cumplir con estándares de impacto medioambiental que afectan a las fugas de metano, que contribuye al calentamiento global, a la contaminación de pozos y a la eliminación de aguas residuales. El primer acuerdo que usa el nuevo estándar es un contrato de New Jersey Resources para comprar gas de una compañía de Houston que es uno de los mayores productores de shale de EEUU. New Jersey Resources explicó que compraba el “gas responsable” con una prima sobre el precio del mercado, exactamente cómo funciona con las GdO para la electricidad. La prima exacta sobre el precio no se dio a conocer, pero la compañía afirmó que no habría una diferencia significativa sobre el coste para los clientes, alrededor de los 90 centavos mensuales añadidos a la factura media.
Sin embargo, este proyecto representa una conexión física directa entre los pozos de Soutwestern y la infraestructura empleada por New Jersey Resources. De hecho, hoy en día este es el tipo de proceso que tiene que ser implementado si una industria quiere consumir y certificar su energía 100% verde: consumidor y productor tienen que estar directamente conectados.
Una de las soluciones más obvias sería el directo involucramiento de una industria en la “generación de sus consumos”: es este el caso de las plantas de biogas. Según el IDAE, el biogas es la única energía renovable que puede usarse para cualquiera de las grandes aplicaciones energéticas: eléctrica, térmica o como carburante. A través del proceso de digestión anaerobia, puede desde canalizarse para su uso directo en una caldera adaptada para su combustión, a inyectarse previa purificación hasta biometano en las infraestructuras de gas natural existentes, tanto de transporte como de distribución. El biogas tiene un contenido entre 50-70% de metano y 50-30% de dióxido de carbono, además, sus propriedades son muy similares al gas natural, con un poder calorífico que va desde 6000 hasta 9500 ccal/m3.
Ilustración 1: Proceso de conversión de biomasa en biogas
Con respecto al proceso, generalmente, la digestión anaerobia se clasifica en función del tipo de digestor, temperatura de trabajo y numero de etapas. El digestor a mezcla completa es el digestor más sencillo en su concepción, y más ampliamente utilizado en las plantas de biogas agroindustrial en Europa. Se trata habitualmente de digestores cilíndricos verticales, construidos en hormigon, con capacidad no superior a 2.500 m3 para mantener más fácilmente la homogeneidad de la biomasa, así como la temperatura. Dentro del digestor, tienen lugares cuatro fases de digestión anaerobia: hidrolisis, acidogénesis, acetogénesis y metanogénesis.
El coste asociado al digestor depende del volumen y del material con el cual se ha fabricado. A modo de referencia, suele suponer entre 10-15% de los costes de inversión de la planta de biogas.
Otro aspecto importante del proceso es el tratamiento del digestato y está directamente relacionado con la viabilidad económica de las plantas de biogas:
- Acondicionamiento físico: separación solido-liquido. El coste correspondiente a esta fase supone una inversión entre 20.000 y 250.000 €, según la tecnología implementada (tornillo-prensa o centrifuga).
- Recuperación de nutrientes: el material restante se puede utilizar igualmente en la agricultura, y tendrá una menor concentración de nutrientes, conservando la materia orgánica. La inversión correspondiente es de 75.000-100.000 €.
Según un estudio impartido por la Universitat Politecnica de Catalunya y la comercializadora española Naturgy, el coste de inversión para una planta de biogas es muy dependiente de la producción especifica de la materia prima. Para deyecciones ganaderas, los costes según la potencia eléctrica están indicados por la línea negra del grafico siguiente, mientras que para cultivos energéticos el coste resulta menor (línea discontinua).
Ilustración 2: coste de inversión planta de biogas
Actualmente, en Europa, existen 367 plantas que ya inyectan gas renovable a la red de gasoductos, pero solo una de ellas, la de Valdemingómez, está en España.
En el caso específico de España, el resultado de poseer solo una planta de inyección de gas renovable en la red es debido a la ineficiencia y el alto coste de este tipo de servicio. La planta, en total, recibe 3.200 toneladas diarias de basura urbana madrileña y recupera apenas unas 70.000 toneladas anuales. Esto porqué todo lo que entra no es aprovechable. El sistema integrado de gestión cuesta unos 400 millones de euros al año: unos 70 millones van al tratamiento, otros 110 a la recogida y solo la limpieza se lleva 200 millones. A esto se suma que el 45% de los envases está mal depositado, por lo que muchos acaban en el vertedero.
En cuanto a plantas industriales no conectadas a la red, en España, con una normativa muy generosa en los incentivos para las energías eólica y fotovoltaica, se discriminó el biogas, donde las primas públicas a la producción eléctrica eran un 35% inferiores a las de resto de países europeos. Ello, unido a las dificultades de desarrollar cultivos energéticos rentablemente por la escasa pluviosidad del país, motivó el escaso desarrollo del sector, con solo 50 plantas de digestión anaeróbica, frente a las más de 10.000 de Alemania. La falta de otro referente, por otra parte, motivó que estas pocas plantas se construyeran según el modelo alemán, diseñado para la utilización de cultivos energéticos, en vez que residuos. Adicionalmente, la normativa del modelo español que canceló la autorización a nuevas instalaciones en régimen primado de producción eléctrica (Real Decreto 1/2012), y reduciendo en más del 25% los limitados incentivos existentes para las plantas en funcionamiento, paró el desarrollo y la implementación de esta tecnología.
Según un documento oficial del IDAE, de hecho, el coste de inversión para la construcción de plantas de biogas es excesivamente elevado, como también el tiempo de retorno de la inversión (más de 5 años). Además, existen resistencias respecto a la concesión de préstamos por parte de las entidades financieras.
Además de un problema económico, la inexistencia de un procedimiento estandarizado para el diseño de sistemas y predicción de la cantidad de biogas producido también aporta incertidumbre y desconfianza en esta tecnología, junto a las dificultades de obtener autorizaciones para la construcción de nuevas plantas.
La misma Asociación Española de Biogas (Aebig) denuncia el “casi absoluto olvido” de esta tecnología por parte del Gobierno, que ha dejado atrás el sector del biogas en su PNIEC, con un aumento de potencia instalada de 223 MW en 2015 a unos escasos 235 MW en 2030.
Según Gaz Naturel GRDF, el distribuidor que opera la red más extendida de Europa con 50 plantas de producción de biometano conectadas a la red de gas, estima que en Europa entre el 12% y el 14% del gas generado será renovable en 2030.
Una pregunta sale licita: ¿cómo piensa España aportar su contribución a ese objetivo de transición energética? Como indicado en este artículo, nuestra intuición nos lleva a pensar que por ahora dejará el protagonismo a sus compañeros europeos.
Cristina Vitale | Energy Consultant
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