Gases Renovables | Renewable Gases www.futurenergyweb.es 52 FuturEnergy | Mayo May 2019 entre ambos escenarios. En el escenario OG, la infraestructura de gas existente se utiliza para transportar y distribuir 1.170 TWh de metano renovable y 1.710 TWh de hidrógeno para los sectores de: edificios, industria, transporte y energía de la UE. Esto corresponde a un consumo de gas en 2050 de 272 bcm de gas natural equivalente (en términos de energía). El escenario MG asume que la infraestructura de gas estaría en su mayoría fuera de servicio y la flexibilidad del sistema eléctrico sería proporcionada por energía a partir de biomasa sólida, más cara, o por almacenamiento estacional en baterías, aún más caro. El almacenamiento en baterías sigue siendo caro en comparación con el almacenamiento en la red de gas, incluso si los costes de las baterías se reducen a 60.000 € por MWh de capacidad de almacenamiento para 2050. Electricidad y calefacción para edificios Navigant analizó el posible papel del hidrógeno y el biometano en la producción de electricidad y calefacción para edificios basándose en los potenciales de suministro actualizados. Los resultados difieren poco del estudio anterior. En ambos escenarios, hacia 2050 la mayoría de los edificios se calentarán con bombas de calor completamente eléctricas, y ambos escenarios asumen un aumento en los niveles de calefacción urbana. En el sector eléctrico, también el hidrógeno se utiliza para la generación de electricidad gestionable. Para la calefacción de edificios, en el escenario OG, todos los edificios con conexiones de gas en la actualidad continuarán usando gas para 2050, principalmente biometano y algo de hidrógeno usado durante los períodos de mayor demanda en bombas de calor híbridas, en combinación con electricidad. El consumo de gas por edificio será mucho menor en 2050 en comparación con el actual. El escenario MG supone que solo estarán disponibles las bombas de calor completamente eléctricas y la calefacción urbana. Industria Navigant evaluó la demanda energética esperada en 2050 para las industrias del hierro y el acero, el amoníaco y el metanol, y el cemento y la cal, así como el mix energético cero emisiones óptimo. La evaluación concluyó que el calor industrial a baja temperatura se basará principalmente en electricidad directa en ambos escenarios de estudio. El calor industrial a alta temperatura es proporcionado principalmente por el hidrógeno en ambos escenarios, más algo de biometano e hidrógeno como materia prima industrial. Se necesitará tecnología CCS para reducir las emisiones de proceso, por ejemplo, de la fabricación de acero y la producción de cemento. La diferencia entre ambos escenarios es que en el MG el hidrógeno verde se produce en sitios industriales, no requiriendo infraestructura de gas, mientras que en el OG el hidrógeno verde se produce cerca de la generación de electricidad a gran escala (en alta mar) y se transporta a los centros de demandamediante la infraestructura de gas existente. Transporte Navigant también evaluó los escenarios para descarbonizar completamente el transporte de la UE para 2050 y el papel potencial de las energías renovables y bajas en carbono, centrándose en el transporte por carretera (automóviles, camiones y autobuses), el transporte marítimo y la aviación; concluyendo que la demanda energética de este sector se puede reducir a la mitad en ambos escenarios de estudio, achieve net-zero emissions faster compared to a fully renewable system. To ensure that blue hydrogen will be a net-zero emissions gas in 2050, the remaining 5–10% of uncaptured CO2 needs to be compensated elsewhere in the energy system by then. This can be done by using biomethane in combination with CCS. In 2050, the estimated cost of blue hydrogen is comparable to green hydrogen. This means that a pro-active policy to ensure the greening of hydrogen supply is required. 2050 demand for electricity and gas in both scenarios Both scenarios require a large increase in renewable electricity. Also, full decarbonisation of high temperature industrial heat requires a share of renewable gas in both scenarios. Yet significant differences between both scenarios exist. In the OG scenario, existing gas infrastructure is used to transport and distribute 1,170 TWh of renewable methane and 1,710 TWh of hydrogen to the EU’s buildings, industry, transport and power sectors. This corresponds to a 2050 gas consumption of 272 bcm of natural gas equivalent (in terms of energy). The MG scenario assumes that the gas infrastructure would be mostly decommissioned and flexibility in the electricity system will be either provided by expensive solid biomass power or by even more expensive battery seasonal storage. Battery storage remains expensive compared to gas grid storage, even if battery costs reduce to €60,000 per MWh of storage capacity by 2050. Electricity and heating for buildings Navigant analysed the possible role of hydrogen and biomethane in electricity production and heating for buildings based on the updated supply potentials. The outcomes differ little from the previous study. In both scenarios most buildings will by 2050 be heated by all-electric heat pumps, and both scenarios assume increased levels of district heating. In the power sector, now also hydrogen is used for dispatchable electricity generation. For heating buildings, in the OG scenario all buildings with gas connections today will continue to use gas by 2050, mainly biomethane and some hydrogen used during periods of peak demand in hybrid heat pumps, in combination with electricity. Gas consumption per building will be much lower by 2050 Oferta y demanda de gas renovable y bajo en carbono en el escenario OG. | Renewable and lowcarbon gas supply and demand in the OG scenario.
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