La producción de H - Universidad de Castilla
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Universidad de Castilla-La Mancha, 11 y 12 de abril de 2013 Jornada científico-técnica Cátedra ELCOGAS “LA GASIFICACIÓN COMO TECNOLOGÍA PARA LA PRODUCCIÓN EFICIENTE DE ENERGIA Y DE COMBUSTIBLES DE FUTURO” Producción de H2 y captura de CO2 Pedro Casero – Departmento I+D+i, Elcogas (pcasero@elcogas.es, www.elcogas.es) índice Cátedra ELCOGAS 1.Producción de H2 mediante gasificación 2.La captura y almacenamiento de CO2 3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto 4.Costes índice Cátedra ELCOGAS 1.Producción de H2 mediante gasificación 2.La captura y almacenamiento de CO2 3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto 4.Costes 1. Producción de H2 por gasificación Producción mundial de H2 Cátedra ELCOGAS Distribución por Fuente de Energía Primaria 18% 4% 48% 30% Fuente: UNICAMP (2004) Electrólisis Gas Natural Petróleo Carbón 1. Producción de H2 por gasificación Proceso general Cátedra ELCOGAS GASIFICACIÓN ACONDICIONAMIENTO PRODUCCIÓN SECUNDARIA H2: REACCIÓN GAS-AGUA PROCESOS CAPTURA CO2 y PURIFICACIÓN H2 Paso 1: Producción del gas de síntesis por Gasificación Compuesto carbonoso + O2 + H2O 400-1600ºC 10-40 bar CO + H2 + Impurezas Paso 2: Acondicionamiento elim.cenizas, partículas, comp. de azufre Cenizas Paso 3: Reacción gas-agua o “shifting” Char CO + H2O Cl- CO2 + H2 CN- Paso 4: Separación de H2 y CO2 H2 y CO2 La producción de H2 a partir de combustibles fósiles lleva implícita la generación de CO2 ⇒ Para poder hablar de H2 “limpio” hay que considerar la CAC SH2 COS CO2 N2 … CO2 H2 1. Producción de H2 por gasificación Tecnologías existentes Cátedra ELCOGAS Tecnologías existentes y comerciales para cada proceso Producción syngas Conversión CO a CO2 Reformado GN POX ATR Gasificación (GICC) Reacción WGS Separación CO2 / H2 Purificación H2 Absorción química Adsorción Absorción física Permeación Absorción físico-química Destilación criogénica Adsorción Membranas Criogenia Tecnologías emergentes: • Normalmente combinación de algunas existentes: – WGSMR (water-gas-shift membrane reactor): reacción + membrana – SEWGS (sorbent enhanced water-gas-shift): reacción + adsorción • Y mejora operativa de las existentes: mejores catalizadores y solventes, procesos más eficientes, separación a más alta temperatura, … 1. Producción de H2 por gasificación Cátedra ELCOGAS Tecnologías existentes: producción de syngas Reformado con vapor de gas natural o hidrocarburos ligeros (SMR) - Existen actualmente plantas de hasta 480 t/día H2 y 2500 t/día CO2 - Paso previo al reformado: eliminación azufre del combustible alimentación para evitar envenenamiento del catalizador Oxidación parcial de gas natural e hidrocarburos ligeros (POX) - El combustible reacciona con oxígeno puro a alta presión para producir el gas de síntesis. - Proceso exotérmico a alta temperatura (1.250-1.400 ºC) que no requiere aporte de calor de ninguna fuente externa Reformado auto-térmico de gas e hidrocarburos ligeros (ATR) - Combinación del reformado y la oxidación parcial - El calor necesario para la reacción de reformado es aportado por la reacción de oxidación parcial usando oxígeno o aire 1. Producción de H2 por gasificación Tecnologías existentes: producción de syngas Cátedra ELCOGAS Gasificación de carbón, biomasa y residuos - Oxidación parcial del combustible, pudiéndose utilizar también vapor como agente oxidante en el reactor (gasificador) para producir un gas sintético. - Tipos gasificador: lecho fijo, fluido, arrastrado - Oxidante principal: aire u oxígeno Flue gas to stack - Temperatura operación: hasta 1.800 ºC Steam Heat Recovery G Steam - Presiones: entre 0,1 y 7MPa Generator STEAM TURBINE 135MWISO HP Steam Coal MP Steam PetCoke Limestone Condenser Hot combustion gas Cooling tower HP Boiler Coal preparation MP Boiler Coal - N2 Filtration Gasifier Raw Gas Sulfur removal Water wash Water to treatment Quench Gas Tail Gas Claus Gas Air N2 O2 Slag O2 Sulfur recovery Fly ash Sulfur (recovery of 99.8%) Waste N2 Air Separation Unit Compressed air Diagrama de la Central GICC Puertollano Clean Syngas G GAS TURBINE 200 MWISO 1. Producción de H2 por gasificación Cátedra ELCOGAS Tecnologías existentes: conversión CO a CO2 Reacción gas-agua (Water Gas Shift Reaction): CO + H 2O ↔ CO2 + H 2 • Conversión catalítica exotérmica. Es la tecnología comercial más extendida y probada para la producción de CO2 y H2 a partir de una corriente rica en CO. • Catalizadores: Dulces: necesario retirar azufre de la corriente a tratar. Normalmente FeCr Ácidos: operan con azufre pero costes elevados. Normalmente CoMo • La eficiencia en la conversión de CO es normalmente mayor del 90% 4,5 Salida CO % (base seca) • Configuración convencional: HTS (High Temperature Shift) seguido de LTS (Low Temperature Shift) con enfriamiento intermedio. 4 3,5 HT Shift 3 2,5 Enfriamiento entre lechos 2 1,5 LT Shift 1 0,5 Equilibrio 0 100 150 200 250 300 350 400 Temperatura, ºC 450 500 550 600 1. Producción de H2 por gasificación Cátedra ELCOGAS Tecnologías existentes: separación de CO2/H2 MÉTODO COMENTARIOS Absorción química Aplicable a eliminación de CO2 y H2S. Presiones parciales por debajo de 1,5 MPa. Proceso simple: etapa absorción seguida de etapa de regeneración del disolvente Tres tipos de aminas: primarias (MEA), secundarias (DEA) y terciarias (MDEA). MDEA: menor presión vapor, mayor resistencia a la degradación, cinética más lenta => mayor caudal. Estado del arte: considerable experiencia industrial, composiciones patentadas. Disolventes absorben CO2 sin formar nuevos compuestos. Estado del arte: disolventes patentados. Aplicables a corrientes con presiones altas (2.0 MPa) Mejor eficiencia energética pero utilizable a presiones superiores a 2 MPa, Produce una corriente de CO2 lista para su almacenamiento o utilización. Absorción física Absorción físicoquímica Adsorción Membranas Criogenia Requiere cantidades importantes de adsorbente, pero su selectividad al H2 es alta por lo que se utiliza en corrientes pequeñas o para purificar el H2 obtenido en un proceso de separación anterior Actualmente bajo porcentaje de recuperación del H2 por lo que se aplican para separar una fracción del H2 contenido en el gas, pero no se obtiene una corriente de CO2 concentrado lista para almacenamiento Muy alto consumo energético Solo es aplicable en procesos donde los productos del proceso criogénico tienen un valor añadido alto 1. Producción de H2 por gasificación Cátedra ELCOGAS Tecnologías existentes: purificación de H2 Adsorción: • Adsorción de los componentes indeseados (moléculas de mayor tamaño: CO, CO2) a alta P y desorción a baja P. Se obtiene corriente de H2 puro a alta P • Basados en fuerzas intermoleculares entre compuestos gaseoso a eliminar y material sólido • PSA (Pressure Swing Adsorption): adsorción a presión y regeneración mediante liberación de presión. Proceso basado en ciclos de adsorción y regeneración • Comercialmente disponible, experiencia en producción comercial de hidrógeno y eliminación del CO2 de gas natural. • Adsorbentes sujetos a patente Dos etapas genéricas: 1. Absorción 2. Regeneración (despresurización, purga, presurización) 1. Producción de H2 por gasificación Cátedra ELCOGAS Tecnologías existentes: purificación de H2 Permeación (membranas): • La separación se logra debido a diferencias en las velocidades de transporte de los distintos componentes del alimento a través de la membrana. La fuerza impulsora es el gradiente de presiones. • Cuanta mayor pureza en el gas alimento, menor tasa de recuperación del H2 • Propiedades básicas de una membrana: selectividad y la velocidad de permeación. • A mayor selectividad, mayor es la eficacia del proceso y menor la fuerza impulsora requerida • A mayor flujo transmembranal, menor área requerida y menor el coste del sistema • Clasificación: orgánicas (pueden ser poliméricas y biológicas), inorgánicas (metálicas y cerámicas), e híbridas. Criogenia: Diferentes puntos de ebullición del H2 (-252,8ºC, 1 atm) y CO (-191,5ºC, 1 atm). Elevado consumo energético y por tanto coste. El criterio de selección depende tanto de las condiciones de operación (P, %H2, ..) como de la aplicación final del H2 producto (pureza requerida). índice Cátedra ELCOGAS 1.Producción de H2 mediante gasificación 2.La captura y almacenamiento de CO2 3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto 4.Costes 2. La captura y almacenamiento de CO2 Perspectiva Cátedra ELCOGAS Informe IPCC 2007 http://www.ipcc.ch/ipccreports Agencia Internacional de la Energía, 2008 VENTAJAS • Aplicable a la tecnología actual y a todos los INCONVENIENTES • Requiere caracterizar/controlar almacenes CO2 combustibles carbonosos CAC • Aumenta los costes de inversión y producción • Reducción importante de las emisiones de CO2 (10 a 90 % según inversión) • Opinión pública. CAC: Parte clave de la estrategia de bajo-coste de GEI 2. La captura y almacenamiento de CO2 Cátedra ELCOGAS Fuente: ZEP WG1Report (Agosto 2006) Clasificación de tecnologías 2. La captura y almacenamiento de CO2 Cátedra ELCOGAS Consideraciones sobre los diferentes métodos de captura Post-combustión: ☺ Es aplicable a las tecnologías más extendidas y existentes de uso de combustibles fósiles para generación de calor o electricidad Su aplicación en plantas de energía introduce altos costes adicionales de inversión, reducción severa de eficiencia y requiere desarrollo tecnológico para el volumen de gases a tratar Oxi-combustión: ☺ Disminuye los costes de separación y lo facilita respecto a la combustión con aire Requiere desarrollo de quemadores, calderas y equipos auxiliares para la combustión con oxígeno puro que no existen actualmente Pre-combustión: ☺ La tecnología, en la escala necesaria, existe comercialmente en la industria química (producción de H2 y NH3), permitiendo la coproducción de electricidad con mayor eficiencia. Es el único que se puede aplicar al transporte al permitir transformar el combustible original en otro combustible libre de carbono La implantación de estos sistemas, sin captura de CO2, para producción de electricidad (GICC, RICC) es incipiente y sus costes de capital altos 2. La captura y almacenamiento de CO2 Cátedra ELCOGAS Métodos de almacenamiento en formaciones geológicas Opciones de almacenamiento geológico 1 Reservas agotadas de petróleo o gas natural 2 Uso del CO2 para recuperación mejorada de petróleo o gas (EOR) 3 Formaciones salinas – (a) en el mar (b) en tierra Petróleo o gas CO2 inyectado CO2 inyectado 4 Vetas de carbón no explotables Fuente: IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Technical report. 2005 2. La captura y almacenamiento de CO2 Proyectos de CAC en el mundo Cátedra ELCOGAS 60 STORAGE NOT SPECIFIED INDUSTRIAL SEPARATION N um be r of C C S pla nts EOR 42% 50 Others 58% 40 OTHERS 17% EUROPE 31% STORAGE STORAGE 30 POST-COMBUSTION LOCATION Others 38% Others 38% EOR 62% ASIA 25% USA 27% OXYCOMBUSTION EOR 62% 20 EUROPE 25% 10 LOCATION LOCATION USA 50% Others 25% OTHERS 50% USA 50% PRE-COMBUSTION INDUSTRIAL SEPARATION POST-COMBUSTION PRE-COMBUSTION PRE-COMBUSTION 0 Operation phase Operation phase Construction phase Construction phase Source: “The global status of CCS 2012” www.globalccsinstitute.com Project / Design phase Project / Design phase 2. La captura y almacenamiento de CO2 Cátedra ELCOGAS Proyectos de CCS (total o parcial) en el mundo Proyectos activos Proyectos piloto Proyectos almacenamiento activos Fuente: MIT - Carbon Capture and Sequestration Technologies Program 2. La captura y almacenamiento de CO2 Proyecto Sleipner Cátedra ELCOGAS Sleipner CO2 Injection Capacidad estimada de 600 MtCO2 Inyección de CO2 NORWAY SCOTLAND GN tiene 9% CO2, que se reduce al 2,5% en torres de absorción con aminas CO2 se inyecta Extracción de GN Fuente: Dr. Ing. Tore A Torp, Statoil Research Centre, Norway 2. La captura y almacenamiento de CO2 Consideraciones sobre almacenamiento Cátedra ELCOGAS FASES DEL ALMACENAMIENTO: 1. Cierre. Desde el primer día. 2. Atrapamiento en microporos. Durante la inyección. Permanente. 3. Disolución en agua. Hundimiento hacia el fondo. En siglos. 4. Fijación mineral. Precipitación de sólidos. En milenios. Seguimiento del CO2. Métodos sísmicos y de simulación Time-lapse seismic datasets of CO2 stored in Utsira formation Dissolution of CO2 in the Utsira Brine Year 2412 Year 2021 Fuente: Dr. Ing. Tore A Torp, Statoil Research Centre, Norway Year 2621 Year 5019 Year 7018 Source: Gemini No. 1, 2004 (NTNU and Sintef) 2. La captura y almacenamiento de CO2 Almacenamiento de CO2 en España Cátedra ELCOGAS CD (34) PE (19) IT (31) BG (19) Fuente: IGME. Almacenamiento Geológico de CO2 (2011) Estructuras analizadas 103 Capacidad de almacenamiento total 13,4 Gt CO2 Estructuras fiables (> 50 Mt de CO2) 55 Capacidad estimada de las 55 estructuras 12,1 Gt CO2 Tiempo previsto de almacenamiento (400 Mt CO2/año) 80 años índice Cátedra ELCOGAS 1.Producción de H2 mediante gasificación 2.La captura y almacenamiento de CO2 3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto 4.Costes 3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto Proyecto PSE-CO2 Cátedra ELCOGAS Objetivos: Demostrar la viabilidad de la captura de CO2 y producción de H2 en un GICC que emplea combustibles fósiles sólidos y residuos como fuente de alimentación principal. Obtener datos económicos suficientes para escalar el proyecto a la capacidad total de producción de gas de síntesis del GICC de Puertollano. Consejería de Educación, Ciencia y Cultura Participantes: Participantes ELCOGAS – UCLM – Ciemat – INCAR CSIC En operación desde octubre 2010. La primera instalación de este tipo en el mundo (14 MWt) Coste de construcción (equipos y servicios): 13.5 Millones € 1.000 toneladas de CO2 capturadas durante PSE 6 toneladas de H2 puro producidas durante PSE 1.017 horas de operación acumuladas hasta diciembre 2012. Operación intermitente asociada a desarrollo de proyectos oficiales o de investigación interna Consejería de Educación, Ciencia y Cultura 3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto Proceso planta piloto. Diagrama de bloques Cátedra ELCOGAS Compresor de reciclo carbón + coque gas crudo GASIFICACIÓN PURIFICACIÓN Y DESULFURACIÓN FILTRACIÓN Dulce Ácido Nm3/h 3.610 4.006 Bar 19,8 23,6 ºC 126 138 %CO2 60,45 53,72 %H2 21,95 19,57 %H2O 0,29 10,40 %H2S 0 0,70 %COS 0 0,11 CICLO COMBINADO 2% 2% Diseño Gas de síntesis limpio Gas convertido 37,5 % CO2 50,0 % H2 3,0 % CO 100 t/d CO2 + H2S CO2 producto Raw H2 (80% of purity) Vapor MP 40% Unidad de conversión FeCr / CoMo CO + H2O → CO2 + H2 Unidad separación CO2 & H2 (Absorción química, aMDEA) gas de cola @ 1,3 bar Unidad de purificación (PSA) 2 t/d H2 producto 99,99% H2 @ 15 bar 3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto Cátedra ELCOGAS Planta piloto. Principales equipos y suministradores PSA adsorbers CO2 absorber Sala de control CO2 stripper WGS reactors Ingeniería: Empresarios Agrupados Unidad CO2: Linde-Caloric Unidad PSA: Linde Control: Zeus Control Reactores: Técnicas Reunidas Catalizadores: Johnson Matthey Construcción: Empresas locales 3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto Unidad de conversión Cátedra ELCOGAS Gas síntesis Vapor Vapor MP Shifted gas Generador vapor BP Diseñ Diseño DULCE ÁCIDO Katalco 71-5M Katalco K8-11 (FeCr) (CoMo) T entrada (ºC) 310 / 350 310 / 350 T salida (ºC) 480 / 390 480 / 390 Catalizador (m3) 2,1 / 1,9 2,1 / 1,9 Vapor/ CO (molar) 2,88 2,91 Catalizador Shifted gas Reactor shifting 1 Generador vapor MP Cond. Cond gas gas Reactor shifting 2 3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto Unidad de conversión Cátedra ELCOGAS Penalización eficiencia vs tasa captura Ventana operación WGS 320 10.0 Out of operation limits 9.5 Penalty in net efficiency (points) 300 290 280 270 Coking risk Temperature inlet reactor 1 (ºC) 310 9.0 8.5 8.0 Tinr1: 310ºC 7.5 Tinr1: 257ºC 7.0 6.5 6.0 260 Minimum reaction temp 5.5 5.0 73 250 1,8 2 2,2 2,4 2,6 2,8 Steam/CO molar ratio 3 75 77 79 81 83 85 87 89 91 3,2 CO2 capture rate in IGCC Plant (%) 93 3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto Unidad de separación Cátedra ELCOGAS Separador condensados Enfriamiento De unidad shifting Absorbedora Separador Syngas Vapor BP condensados CO2 producto Y 40 % Shifted gas Y H2 a PSA Gas rico H2 60 % Separador CO2 CO2 Stripper Vapor BP a calderín DULCE 1,00 ÁCIDO 92,6C P absorción (barg) / T (ºC) 14,9/40 18,7/40 P regeneración (barg) / T (ºC) 0,85/92,6 0,85/92 Energía regeneración (GJ / tCO2) 3,1 3,1 Tasa de recuperación CO2 (%) 91,7 92,9 CO2 en corriente CO2 (% vol seco) 99,78 98,24 H2 en corriente CO2 (% vol seco) 0,19 0,22 H2S en corriente CO2 (% vol seco) 0 1,51 Eficacia separación CO 2 (tpu) Diseñ Diseño 0,99 0,98 82ºC 0,97 0,96 0,95 71,5ºC 0,94 31,5 32 32,5 33 33,5 34 34,5 35 35,5 36 CO2 entrada unidad (%vol bh) 36,5 37 37,5 38 38,5 3. Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto Unidad de purificación Cátedra ELCOGAS H2 producido Depósito gas de cola Adsorbedores H2 enriquecido (40 % caudal) H2 de la unidad de separación Caudal Nm3/h P bar T ºC CO % H2 % CO2 % H2S % COS % Dulce 1.431 15,2 40 4,63 79,37 0,5 0,0 0,0 Ácido 1.412 19,1 40 4,02 80,44 0,5 Dulce 795 14,7 43 0,0004 99,99 0,0001 0,0 0,0 Ácido 795,1 18,6 43 0,0004 99,99 0,0001 0,0 0,0 Dulce 636 1,3 35,9 10,42 53,58 1,13 0,0 0,0 Ácido 616,9 1,3 35,7 9,2 55,23 1,14 Diseño H2 de la unidad de separación Vista general de la unidad PSA durante montaje H2 producido Gases de cola Gas de cola 0,0001 0,0 0,0002 0,0 índice Cátedra ELCOGAS 1.Producción de H2 mediante gasificación 2.La captura y almacenamiento de CO2 3.Experiencia real en Elcogas: Planta Piloto 4.Costes 4. Costes de captura de CO2 y producción de H2 Coste de captura de CO2: retrofitting dulce Cátedra ELCOGAS Escenario. Incluir una unidad de captura de carbono basada en la implementación de una planta piloto a la planta GICC de Puertollano. Costes de CO 2 no emitido = Costes derivados de la unidad de CO Cantidad de CO 2 no emitido 2 Costes de inversión. Costes de instalación: 349.800.000 € (sin PSA, factor de escala, 25 años, intereses bancarios: 3 %). Costes de O&M fijos: Repuestos, consumibles, mantenimiento, servicios externos,…: basados en información interna: 416.232 €/año. Costes de O&M variables: Pérdida de eficiencia => Pérdida de producción = f (horas de operación: 6.500; factor de carga: 0,92; penalización de eficiencia: 9%; precio energía eléctrica: 40 €/MWh). Total de CO2 capturado: 90% Costes de CO2 no emitido (sin compresión) : 26 €/tCO2 (~35 €/t con compresión) Se han llevado a cabo análisis más extensivos (factor de escala, horas de operación, factor de carga, COE, ∆η , costes de inversión). 4. Costes de captura de CO2 y producción de H2 Coste de captura de CO2: retrofitting dulce Cátedra ELCOGAS C o s te d e la to n e la d a d e C O 2 , € /t C O2 60 55 c os te s C O 2 , € /t C O 2 50 45 40 35 30 25 20 15 10 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 90 3.000 h 80 3.500 h 70 4.000 h 60 4.500 h 50 5.000 h 40 5.500 h 30 6.000 h 20 6.500 h 10 7.000 h 20 37 40 60 80 100 120 Precio de la electricidad, €/MWh eficiencia planta GICC con captura de CO2, % Variables Valor Variables Valor Años de vida útil 25 Factor de carga medio anual 0,92 Euribor 3,0 % Precio electricidad (€/MWh) 40 Factor de escala 0,75 Eficiencia neta de la planta con captura 33 % Horas funcionamiento GICC 6.500 Gas tratado 100 % 7.500 h 4. Costes de captura de CO2 y producción de H2 Co-producción de H2 y electricidad Cátedra ELCOGAS Precio mercado H2 sin comprimir (€/kg) 2,5 2 1,65 1,5 Mejor vender H2 1 0,5 Mejor vender electricidad 0 0 20 40 60 80 Precio mercado electricidad (€/MWh) • Se produce H2 en la planta piloto a 15 bar y 43 ºC, por lo que necesita ser acondicionado para su posterior comercialización. • Teniendo en cuenta los costes de O&M de la producción de H2 para las condiciones estudiadas (60 €/MWh, 1,65 €/kg), se necesita un mínimo de 1.850 horas de operación anuales. • Se podrían necesitar modificar los permisos medioambientales. • Existe poca información de precios de venta de H2 en hidrogeneras. El precio varía entre 8 -15 €/kg. 4. Costes de captura de CO2 y producción de H2 Cátedra ELCOGAS Aplicaciones del H2 producido en la planta piloto Posibles aplicaciones del H2 producido en la planta piloto de Elcogas, que ilustran su capacidad de 2 t/d. Hyundai ix35 FCEV • 165 CV, velocidad máxima 160 km/h • Depósito de 5,64 kg de H2 a 700 bar. 3 minutos de recarga. • Autonomía de 560 km: o sea un consumo de 1,01 kg por cada 100 km • Con la producción de 1 día de la planta piloto se podrían recargar 354 coches como este, o bien recorrer 2.000 km • Se encuentra a la venta por 125.000 €. Cohete Ariane 5 En su lanzamiento consume 24 toneladas de hidrógeno líquido, que son los que produce la planta piloto en 12 días en operación. Cátedra ELCOGAS Proyecto de Planta Piloto de captura de CO2 y producción de H2 1) El proyecto piloto de captura de carbón ha sido un éxito: primero en su categoría en el mundo, tasa de captura alcanzada >90% y coste de captura de CO2 puede ser < 30 €/t. 2) La tecnología comercial está disponible a cualquier escala: la singularidad proviene de la “integración en una planta GICC existente”. 3) Las pruebas realizadas muestran posibilidad de mejoras en condiciones de operación y optimización del balance de energía. 4) Las estimaciones de costes de captura de carbono provienen de los datos de un proyecto real. 5) De ahora en adelante, la planta piloto se usa para investigación interna. 6) Asimismo está disponible para proyectos de investigación internacionales y para otros tipos de colaboración. Universidad de Castilla-La Mancha, 11 y 12 de abril de 2013 Jornada científico-técnica Cátedra ELCOGAS “LA GASIFICACIÓN COMO TECNOLOGÍA PARA LA PRODUCCIÓN EFICIENTE DE ENERGIA Y DE COMBUSTIBLES DE FUTURO” Producción de H2 y captura de CO2 Pedro Casero – Departmento I+D+i, Elcogas (pcasero@elcogas.es, www.elcogas.es)
