Captura y almacenamiento de dióxido de carbono

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1 Captura y almacenamiento de dióxido de carbono ESPECIALIDAD: Ingeniería Mecánica Vicente Javier Aguinaco Bravo Doctor Ingeniero Industrial 27 de Noviembre 2008 version

2 Captura y almacenamiento de dióxido de carbono c 2008, Academia de Ingeniería, A.C. Todos los derechos reservados. Bajo las sanciones establecidas en las leyes, queda rigurosamente prohibida, sin autorización escrita del titular del copyright, la reproducción total o parcial de esta obra por cualquier medio o procedimiento, comprendidos la reprografía y el tratamiento informático, así como cualquier otro por inventar. Procesado en TEX

3 Índice 1. Antecedentes 6 2. Marco Conceptual 7 3. Captura y almacenamiento del dióxido de carbono Método de Captura Transporte Almacenamiento CCS y su contribución a la mitigación del cambio climático Características del CCS Situación Actual de la Tecnología de CCS Relación Geográfica entre las fuentes de almacenamiento de CO Costos de la CCS y potencial técnico y económico Costos de la captación Costos en el Transporte Costos aplicados a la industria eléctrica Contribución Mundial de proyectos CCS sobre emisiones evitadas de CO Cuantificación de la reducción de las emisiones Cuál es el futuro para la captura del carbono? Implicaciones potenciales Conclusiones Biografía 1 3

4 14. Agradecimientos 9 4

5 Resumen Palabras claves: Captura y secuestro de CO 2, mitigación de CO 2, gases de efecto invernadero. El presente trabajo hace evidente la participación de la ingeniería mecánica, y de como hace más eficientes los métodos y procesos, bajo una visión de innovación en la captura y almacenamiento de dióxido de carbono; haciendo referencia a las principales técnicas aplicadas hoy en día, así como, algunos elementos que permitan planear sus aplicaciones futuras. Se analizan diversas tecnología para mitigar las emisiones de CO 2 globales; las que deben oscilar entre 450 y 750 ppmv 1 de dióxido de carbono y una cartera de opciones de mitigación de costos mínimos. Se describe cómo es probable que el potencial técnico del almacenamiento geológico sea suficiente para abarcar el extremo superior de las expectativas de costos de mitigación de GEI 2. Se establecen las consideraciones sobre las opciones de aplicación de la CCS 3, al igual que otras opciones de mitigación. Se plantea que, uno de los aspectos más importantes de la captura y almacenamiento del dióxido de carbono, es el desarrollo y la aplicación de métodos para estimar y notificar las cantidades en que las emisiones de GEI son reducidas, evitadas o eliminadas de la atmósfera. 1 Partes por millón por volumen 2 Gases de efecto invernadero 3 Capture carbon Storage, CCS por sus siglas en inglés 5

6 1. Antecedentes La Ingeniería Mecánica es un amplio campo de la ingeniería que implica el uso de los principios físicos para el análisis, diseño, fabricación y mantenimiento de sistemas mecánicos. Tradicionalmente, ha sido la rama de la Ingeniería que mediante la aplicación de los principios físicos ha permitido la creación de dispositivos útiles, como utensilios y máquinas. Los ingenieros mecánicos usan principios como el calor, la fuerza y la conservación de la masa y la energía para analizar sistemas físicos estáticos y dinámicos, contribuyendo a diseñar objetos como automóviles, aviones y otros vehículos. También los sistemas de enfriamiento y calentamiento, equipos industriales y maquinaria de guerra pertenecen a esta rama de la ingeniería. Por lo tanto, el ingeniero mecánico es el profesional que utiliza los conocimientos de las ciencias físico matemáticas y las técnicas de ingeniería para desarrollar su actividad profesional en aspectos tales como; desarrollo de innovaciones de productos y procesos considerando aspectos relativos a la mecánica, la producción de bienes, el desarrollo y operación de procesos. Esta formación le permite participar en las distintas ramas del sector productivo tales como; industria eléctrica, industria petrolera, celulosa y papel, metal-mecánica, química, computación y sistemas de información entre otras, no obstante, en las ramas de la ingeniería que más incide son: ingeniería de materiales, electricidad y magnetismo, electrónica, mecatrónica y actualmente incursiona en ingeniería ambiental, en proyectos tecnológicos y de investigación con el objeto de restituir y conservar el medio ambiente que propicie su desarrollo sustentable. De tal suerte que el ingeniero mecánico participa en actividades de creación, innovación, transferencia y adaptación de tecnología, así como emprender, dirigir, participar en proyectos de investigación y desarrollo tecnológico. Es por ello que tiene el reto de participar activamente en el tema de cambio climático, razón por la cual le es necesario conocer y entender los cambios de las tecnologías utilizadas en esta área y, en su caso, generarlos, respondiendo así a las necesidades que se presentan en las ramas productivas 6

7 y de servicios del país para lograr el bienestar de la sociedad a la que se debe. Considerando, que, como todo parece indicar, el consenso mundial es el de detener el incremento de las emisiones de gases de efecto invernadero, para que las concentraciones de dióxido de carbono no rebasen las 450 ppm 4 a nivel mundial, nivel considerado como máximo permisible para evitar consecuencias catastróficas para la humanidad. Una de las responsabilidades de los ingenieros mecánicos será la de incursionar en procesos que contribuyan a la reducción o captura de emisiones de gases de efecto invernadero, principalmente emisiones evitadas de CO 2 en procesos productivos con alta intensidad energética, tal es el caso de la industria petrolera y la industria eléctrica. A continuación se presenta un diagrama descriptivo del proceso de captura y secuestro de carbono geológico. Captura y almacenamiento Reserva de gas y petróleo Captura Carbón estratigráfico Domos salinos Océanos Carbono Geológico Remoción de CO 2 de la atmósfera Reforestación Secuestro Yacimientos mineros Agricultura Algas marinas 2. Marco Conceptual El dióxido de carbono, es un gas de efecto invernadero que se encuentra en la atmósfera. Las actividades humanas, como la quema de combustibles fósiles y otros procesos, aumentan significativamente su concentración en la atmósfera contribuyendo al calentamiento global del planeta, la siguiente gráfica indica los volumnes de emisiones de CO 2 tanto histórica como prospectiva 4 Partes por millón 7

8 Figura 1: Proyección de las concentraciones de CO 2 en función del tiempo a nivel internacional. De acuerdo con los estudios realizados por universidades y organizaciones, el incremento del CO 2 atmosférico en los últimos 200 años es significativamente mayor que el evaluado para toda la vida del hombre sobre la tierra, previo a la industrialización, pasando de un promedio de 280 ppm a casi 380 ppm en 2005, según se muestra en la figura 1 emitida por el IPCC 5. Por considerar que este incremento en la presencia del CO 2 atmosférico es el responsable del calentamiento mundial, las naciones firmaron el Convenio Marco sobre Cambio Climático, que posteriormente llevó a la firma del Protocolo de Kioto. De esos dos documentos se desprende la necesidad de establecer a nivel mundial, programas que dirijan las acciones de los países en dos direcciones: adaptación y mitigación. Este último campo es donde se 5 Panel Intergubernamental de Cambio Climático 8

9 Figura 2: Emisiones de carbono anual por región ha desarrollado el mayor trabajo a nivel mundial, el cual se ha manifestado en cuatro grandes políticas: Disminución de la participación del uso de combustibles fósiles. Incremento en la participación de energías renovables. Incremento en la eficiencia energética Captura y Almacenamiento de carbono; tema sobre el cual se presentará este trabajo. La captura y almacenamiento de dióxido de carbono, CCS, podría limitar las emisiones atmosféricas de carbono derivadas de las actividades humanas. Esta técnica consiste en capturar el dióxido de carbono producido en las centrales eléctricas o plantas industriales, y luego almacenarlo por un largo período[8], ya sea en formaciones geológicas del subsuelo, en océanos o bajo otras condiciones. No debe confundirse con el secuestro de carbono, que consiste en eliminar el carbono presente en la atmósfera mediante procesos 9

10 naturales; tales como, el crecimiento de bosques; así mismo, podría aplicarse para aquellas emisiones que provengan de grandes complejos industriales o de centrales que usan grandes cantidades de combustibles fósiles[1]. El proceso consiste en tres etapas principales: 1. Capturar el CO 2 en su fuente, separándolo de los otros gases que se generan en los procesos industriales. 2. Transportar el dióxido de carbono capturado a un lugar de almacenamiento apropiado (normalmente de forma comprimida). 3. Almacenar el CO 2 fuera de la atmósfera durante un largo período de tiempo, por ejemplo, en formaciones geológicas subterráneas, en las profundidades oceánicas o dentro de ciertos compuestos minerales. 3. Captura y almacenamiento del dióxido de carbono 3.1. Método de Captura Antes de poder realizar alguna operación de almacenamiento geológico de CO 2 es necesario llevar a cabo un proceso de captura, de tal forma, que se pueda disponer de este con la mayor pureza posible, para su posterior inyección en el subsuelo. La procedencia del CO 2 emitido a la atmósfera es muy diversa, aunque la mayor parte de las emisiones provienen de tres sectores: generación eléctrica, transporte e industria. Como las emisiones debidas al transporte son muy dispersas, se descartan por su viabilidad para realizar operaciones de captura y almacenamiento, por lo que las investigaciones se centran en la industria y el sector eléctrico. A la fecha se conocen básicamente cuatro formas de captura de dióxido de carbono; dos de ellas están relacionadas con el tiempo en el cual se realiza la operación y, en términos generales pueden ser descritas como sigue: 10

11 Figura 3: Esquema de pre-combustión La investigación sobre los métodos de captura, son los de pre-combustión y post-combustión, ambos métodos se representan esquemáticamente en los siguientes diagramas, véase figuras 3 y 4: Figura 4: Esquema de post-combustión Los otros dos métodos de captura, por el contrario, tienen que ver con 11

12 la forma de realización de este procedimiento[6]. El primero de ellos implica que en lugar de utilizar aire para la combustión se utilice oxígeno puro, produciendo, en este caso, una corriente de CO 2 concentrada que posteriormente debe tratarse para eliminar las impurezas. Este mecanismo se conoce como oxicombustión y se encuentra en la actualidad en etapa de desarrollo piloto[11]. La combustión de oxígeno-gas está en la fase de demostración[5] y utiliza oxígeno de un alto grado de pureza. Ello da lugar a altas concentraciones de CO 2 en el flujo de gas y, por tanto, facilita la separación del CO 2, así como a mayores necesidades energéticas para separar el oxígeno del aire. El cuarto y último de los métodos, actualmente en desarrollo, es genéricamente conocido como de procesos químicos. En general, el método consiste en combinar de forma fisicoquímica o químicamente el dióxido de carbono con un compuesto químico, como por ejemplo, las aminas, mediante un proceso de absorción para posteriormente desorberlo mediante la aplicación de temperatura[3]. En la figura 5 podemos observar un diagrama representativo de los procesos. Se indican los combustibles y los productos para la combustión de oxígeno-gas, la captación previa a la combustión (incluida la producción de hidrógeno y de fertilizantes), la captación posterior a la combustión y las fuentes industriales de CO 2 (incluidas las instalaciones de refinamiento de gas natural y la producción de acero y cemento) 3.2. Transporte Es muy posible que en el lugar en el que se produce el proceso de captura, no se pueda realizar de inmediato la inyección en el subsuelo, por no existir formación adecuada para acoger el CO 2. Así pues, deberá de llevarse a cabo su transporte hasta el emplazamiento donde el proceso de almacenamiento pueda ser llevado a cabo. La primera parte del proceso de transporte consiste en una compresión. Esta compresión se debe a dos motivos fundamentales: reducir el volumen del gas al transportarlo y mantener la presión necesaria para el proceso que se 12

13 Figura 5: Representación esquemática de los sistemas de captación y almacenamiento de Dióxido de carbono requiere. Debido a esta razón, se deberá estudiar cuidadosamente las pérdidas de carga que pueda sufrir desde el punto de captura hasta el de inyección. Una vez comprimido el CO 2, el transporte se puede realizar de diversas formas, aunque parece que para pequeños proyectos de demostración es más habitual el empleo de camiones, y para proyectos comerciales convendría más la utilización de tuberías o gaseoductos. En cualquier caso, es necesario el análisis de las tecnologías de transporte, por lo que no se profundizará más de lo aquí expuesto. 13

14 3.3. Almacenamiento El proceso de almacenamiento geológico de CO 2 es quizás el más complejo de los que componen el confinamiento del dióxido de carbono en formaciones geológicas. Antes de que se puedan efectuar las labores de compresión y transporte, es necesario realizar una compleja labor de selección del emplazamiento, que requiere un estudio detallado de numerosos parámetros que definen la idoneidad o la no utilización del sitio. El Instituto de Geología de la Universidad Nacional Autónoma de México, UNAM, está desarrollando una investigación en el territorio nacional según los distintos tipos de almacén, que podemos clasificar en los siguientes: 1. Yacimientos de petróleo agotados 2. Yacimientos de gas exhaustos 3. Capas de carbón no explotables con posibilidades de recuperación de metano (ECBM 6 ) 4. Formaciones profundas con agua salada 5. Formaciones de pizarras bituminosas con altos contenidos en materia orgánica 6. Áreas geotérmicas de baja entalpía 7. Yacimientos salinos susceptibles de disolución. 4. CCS y su contribución a la mitigación del cambio climático La captación y el almacenamiento de dióxido de carbono (CO 2 ) constituyen un proceso consistente en la separación del CO 2 emitido por la industria y fuentes relacionadas con la energía, su transporte a un lugar de 6 Enhanced Coal-Bed Methane, ECBM por sus siglas en inglés. 14

15 almacenamiento y su aislamiento de la atmósfera a largo plazo. El presente trabajo considera la Captación y Almacenamiento de carbono (CCS) como una de las opciones de la cartera de medidas de mitigación para la estabilización de las concentraciones atmosféricas de gases de efecto invernadero, cabe mencionar que para el desarrollo de esta tecnología intervienen conocimientos de diversas ramas de la ingeniería, pero en especial de la ingeniería mecánica, siendo una aplicación de la misma en una de las opciones de mitigación de emisiones de CO 2, que a continuación se describe. Como es conocido, otras opciones de mitigación comprenden: mejora de la eficiencia energética, combustibles que dependan menos intensivamente del carbono, las fuentes de energía renovables, el perfeccionamiento de los sumideros biológicos, entre otros. La CCS tiene la capacidad potencial de reducir los costos generales de la mitigación y aumentar la flexibilidad para lograr la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. La aplicación generalizada de la CCS dependerá de la madurez tecnológica, los costos, el potencial global, la difusión y la transferencia de la tecnología a los países en desarrollo y su capacidad para aplicar la tecnología, los aspectos normativos, las cuestiones ambientales y la percepción pública. Es conveniente indicar que ninguna opción tecnológica proporciona, por sí sola, todas las reducciones de emisiones necesarias para lograr la estabilización, sino que se necesitará una cartera de medidas de mitigación más amplia que integre a todos los actores. 5. Características del CCS La captación de CO 2 puede aplicarse a grandes fuentes puntuales; por ello, el CO 2 sería comprimido y transportado para ser almacenado en formaciones geológicas, en el océano, en carbonatos minerales, o para ser utilizado en procesos industriales. Las grandes fuentes puntuales y emisoras de CO 2 son: la industria eléctrica, petrolera, química, metal mecánica, cementera y las plantas de producción de hidrógeno alimentadas por combustibles fósiles. 15

16 Figura 6: Diagrama esquemático de los posibles sistemas de CCS. Los posibles métodos técnicos de almacenamiento son los siguientes: Almacenamiento geológico (en formaciones geológicas, como los yacimientos de petróleo y gas, las capas de carbón inexplotables y las formaciones salinas profundas). Almacenamiento oceánico (liberación directa en la columna de agua oceánica o en el fondo oceánico). Fijación industrial de CO 2 en carbonatos inorgánicos, lo anterior se ilustra en el siguiente diagrama esquemático, véase la figura 6. La tecnología disponible permite captar entre el % del CO 2 tratado en una planta de captación. Como ejemplo podríamos mencionar que una 16

17 central eléctrica equipada con un sistema de CCS (con acceso a almacenamiento geológico u oceánico) necesitaría, aproximadamente, entre el % más de energía que una planta con una salida equivalente sin CCS, de la cual la mayor parte se utiliza para la captación y la compresión. Para un almacenamiento seguro, el resultado neto es que una central eléctrica con CCS podría reducir las emisiones de CO 2 en la atmósfera en una proporción del %, en comparación con una planta sin CCS. 6. Situación Actual de la Tecnología de CCS Existen diferentes tipos de sistemas de captación de CO 2 ; a saber, posterior a la combustión, previo a la combustión, combustión de oxígenogas y por último de procesos químicos. La captación posterior a la combustión de CO 2 en las centrales eléctricas es económicamente viable en condiciones específicas. Se utiliza para captar CO 2 de parte de los gases de combustión emitidos por diversas centrales eléctricas existentes[4]. La separación de CO 2 en la industria del petróleo-gas natural, que aplica una tecnología similar, funciona en un mercado maduro. La tecnología requerida para la captación previa a la combustión se aplica de forma generalizada a la fabricación de fertilizantes y la producción de hidrógeno. Si bien las fases iniciales de la conversión del combustible en el sistema previo a la combustión son más complejas y costosas, las concentraciones más altas de CO 2 en el flujo de gas y la presión más elevada facilitan la separación. La combustión de oxígenogas está en la fase de demostración y utiliza oxígeno de un alto grado de pureza. Ello da lugar a altas concentraciones de CO 2 en el flujo de gas y, por tanto, a una separación más fácil del CO 2, así como a mayores necesidades energéticas para separar el oxígeno del aire. Los siguientes esquemas indican los principales sistemas de captación, véase la figura 7. 17

18 Vision General de las Opciones de Almacenamiento Geológico 1.- Yacimientos agotados de gas y petróleo. 2.- Utilización de CO 2 para la recuperación mejorada de petróleo y gas. 3.- Formaciones salinas profundas; marítimas y terrestres. 4.- Utilización de CO 2 para la recuperación mejorada de metano en capas de carbón. Los componentes de la CCS están en diferentes fases de desarrollo y pueden desarrollarse a partir de tecnologías existentes que han alcanzado la madurez o que son económicamente viables en condiciones específicas, para ello se presenta el siguiente cuadro que indica el grado de desarrollo tecnológico de los componentes del sistema CCS. Posterior a la combustión; viable económicamente Previo a la combustión; viable económicamente Captación Combustión oxígeno-gas; Fase demo. Aplicaciones industriales; Mercado maduro { Gaseoducto Transporte Buque Recuperación secundaria de petróleo Componente de la CCS Yacimientos de gas o petróleo Almacenamiento geológico Formaciones salinas Recuperación mejorada de metano { Inyección directa (disolución) Almacenamiento oceánico Inyección directa (lago) { Silicatos naturales Carbonatación mineral Materiales de desecho { Usos industriales Mercado maduro 7. Relación Geográfica entre las fuentes de almacenamiento de CO 2 Las grandes fuentes puntuales del dióxido de carbono se concentran en las proximidades de las zonas industriales y urbanas importantes. Muchas de 18

19 Figura 7: Visión general de las opciones de almacenamiento geológico esas fuentes están a 300 km, como máximo, de zonas que podrían tener formaciones apropiadas para el almacenamiento geológico. Investigaciones preliminares sugieren que, por lo general, una pequeña proporción de grandes fuentes puntuales está ubicada cerca de posibles lugares de almacenamiento oceánico. Sin embargo, la bibliografía actual sobre las correspondencias entre fuentes puntuales de CO 2 y formaciones de almacenamiento geológico apropiadas es limitada[2]. En la figura 8, sólo se incluye parte de los lugares de almacenamiento en estratos de carbón. La prospección es una evaluación cualitativa de las probabilidades de que haya un lugar de almacenamiento apropiado en una zona determinada. Los estudios de escenarios indican que se prevé que el número de grandes fuentes puntuales aumente en el futuro y que, en lapso de 10 años, dadas las limitaciones técnicas previstas, entre el 20 y el 40 % de las emisiones mundiales de CO 2 procedentes de combustibles fósiles podrían ser técnicamente aptas para la captación, en particular entre el 30 y el 60 % de las emisiones de CO 2 originadas por la generación de electricidad, y entre el 30 y el 40 % de las 19

20 Figura 8: Zonas prospectivas de cuencas sedimentarias en las que pueden encontrarse formaciones salinas, yacimientos de petróleo o gas, o capas de carbón apropiados. procedentes de la industria. Las emisiones de las instalaciones de conversión de biomasa a gran escala también podrían ser apropiadas para la captación desde el punto de vista técnico. La proximidad entre futuras fuentes puntuales de grandes dimensiones y lugares de almacenamiento potenciales no ha sido estudiada. 8. Costos de la CCS y potencial técnico y económico Se estima que la aplicación de la CCS a la producción de electricidad, considerando parámetros del 2002, elevará los costos de generación de electricidad de entre 0.01 y 0.05 (UScy$/kWh), dependiendo del combustible, la tecnología específica, la ubicación y las circunstancias nacionales. La inclusión de los beneficios de la recuperación mejorada de petróleo reduciría los 20

21 costos de producción de electricidad adicionales ocasionados por la CCS entre 0.01 y 0.02 (UScy$/kWh). La tabla (8.1) muestra los costos de producción de la electricidad absolutos y los costos en UScy por tonelada de CO 2 evitado. El incremento de los precios de mercado de los combustibles utilizados para la generación de energía tienden a aumentar el costo de la CCS, por otro lado, el impacto cuantitativo del precio del petróleo en la CCS se desconoce y esto es debido a la volatilidad del mercado. No obstante, normalmente, los ingresos de la recuperación mejorada de petróleo serían más elevados con precios del petróleo más altos. Si bien la aplicación de la CCS a la producción de energía a partir de la biomasa, a pequeña escala, incrementaría el costo de la electricidad de forma sustancial; se puede concluir que la combustión de biomasa en una central eléctrica de mayores dimensiones alimentada por carbón y con un sistema CCS sería más rentable[2] Costos de la captación Los costos varían de forma considerable, en términos tanto absolutos como relativos, de un país a otro. Dado que los sistemas de ciclo combinado de gas natural, carbón pulverizado o ciclo combinado de gasificación integrada aún no han sido construidos a escala cabal con CCS. En el futuro, los costos de la CCS podrían reducirse por medio de la investigación y el desarrollo tecnológico y las economías de escala, estas últimas podrían mermar en gran medida el costo de los sistemas de CCS basados en la biomasa. La aplicación de la CCS a las instalaciones de conversión alimentadas con biomasa o combustión ocasionaría emisiones de CO 2 más bajas o negativas, lo cual podría reducir los costos de esta opción, dependiendo del valor de mercado de las reducciones de las emisiones de CO 2. Los costos estimados de la captación de CO 2 en las centrales eléctricas de grandes dimensiones se basan en estudios de diseño técnico de tecnologías para uso comercial actual (si bien, a menudo, en diferentes aplicaciones y/o a menor escala que las asumidas en la bibliografía), así como en estudios de diseños de conceptos que en este momento se encuentran en la fase de 21

22 investigación y desarrollo (I+D)[10]. En la tabla 8.1 se resumen los resultados correspondientes a las nuevas plantas de CP 7, CCGN 8 y CCGI 9, basados en la tecnología existente, con captación de CO 2 y sin ella. Los sistemas de captación para los tres modelos reducen las emisiones de CO 2 por kwh entre el 80 y el 90 por ciento, teniendo en cuenta las necesidades energéticas de la captación. Todos los datos correspondientes a las plantas de CP y de CCGI que figuran en la tabla (8.1), se refieren solamente al carbón bituminoso. Los costos de captación comprenden el costo de la compresión del CO 2 (por lo general, hasta entre 11 y 14 MPa), pero no incluyen los costos adicionales del transporte y el almacenamiento del CO 2. La escala de los costos correspondientes a cada uno de los tres sistemas refleja diferencias en las hipótesis técnicas, económicas y operativas utilizadas en los distintos estudios. Si bien algunas divergencias entre los costos registrados pueden atribuirse a las diferencias en el diseño de los sistemas de captación de CO 2, las principales causas de la variabilidad son las diferencias en el diseño, el funcionamiento y la financiación asumidos para la planta de referencia a la que se aplica la tecnología de captación (factores como el tamaño de la planta, la ubicación, la eficiencia, el tipo de combustible, el costo del combustible, el factor de capacidad y el costo de capital). Ningún conjunto de suposiciones se aplica a todas las situaciones o a todas las partes del mundo, por lo que se indica una escala de costos[13]. En los estudios enumerados en la tabla (8.1), la captación de CO 2 aumenta el costo de la producción de electricidad entre un 35 y un 70 por ciento (de 0.01 a 0.02 UScy por kwh) para una planta de CCGN; entre un 40 y un 85 por ciento (de 0.02 a 0.03 UScy por kwh) para una planta hipercrítica de CP; y entre un 20 y un 55 por ciento (de 0.01 a 0.02 UScy por kwh) para una planta de CCGI. En general, los costos de producción de electricidad para las plantas de combustibles fósiles con captación (con exclusión de los 7 Plantas de carbón pulverizado 8 Ciclo combinado a gas natural 9 Ciclo combinado con gasificación integrada 22

23 costos ocasionados por el transporte y el almacenamiento del CO 2 ) oscilan entre 0.04 y 0.09 UScy por kwh, en comparación con un costo de 0.03 a 0.06 UScy por kwh para plantas similares sin sistema de captación. En la mayor parte de los estudios realizados hasta la fecha, normalmente se ha constatado que los sistemas de CCGN acarrean costos de producción de electricidad más bajos que las nuevas plantas de CP y CCGI (con sistemas de captación o sin ellos) en el caso de plantas con una carga de base importante que cuentan con altos factores de capacidad (iguales o superiores al 75 por ciento) y precios del gas natural de entre 2.6 y 4.4 UScy por GJ durante la vida útil de la planta. Tabla 8.1 Análisis del rendimiento y costos de producción Medición del a Planta nueva CCGI b Planta nueva CP c Planta nueva CCGN d rendimiento y los costos Escala Escala Escala min max VR e min max VR min max VR Factor de emisión sin captación kgco 2 /kw h Factor de emisión son captación kgco 2 /kw h Reducción porcentual de CO 2 por kw h ( %) Eficiencia de planta con captación, BCP f ( %) Necesidad energética de la captación ( % del aumento del insumo/kw h) Necesidades totales de capital sin captación (US$/kW ) Necesidades totales de capital con captación (US$/kW ) Aumento % Costo Capital con captación ( %) COE g sin captación (US$/kW h) COE con captación (US$/kW h) Aumento del COE con captación (US$/kW h) Aumento porcentual del COE con captación ( %) Costo del CO 2 captado neto (US$/tCO 2 ) a Fuente: Grupo Intergubernamental de expertos sobre cambio climático, 2005 b Ciclo combinado con gasificación integrada c CP, Planta de carbón pulverizado d Ciclo combinado de gas natural e VR, Vapor representativo basado en los valores de los diferentes estudios f BCP, Bajo poder calorífico g COE, Costo de producción de electricidad 23

24 Las escalas y los valores representativos están basados en datos obtenidos de diferentes estudios. Todos los datos relativos a las plantas de CP y de CCGI se refieren sólo al carbón bituminoso a un costo de entre 1,0 y 1,5 UScy$/GJ (BPC); todas las plantas de CP son unidades hipercríticas. Los datos relativos a las plantas de CCGN están basados en precios de gas natural de 2,8 a 4,4 UScy$/GJ (sobre una base de BPC). Los costos se expresan UScy constantes de El tamaño de las centrales eléctricas oscilan, aproximadamente, entre 400 y 800 MW para las plantas sin captación, y para las centrales entre 300 y 700 MW para las plantas con captación. Los factores de capacidad oscilan entre el 65 y el 85 por ciento para las plantas de carbón, y el 50 y el 95 por ciento para las plantas de gas (promedio para cada una aproximadamente es al 80 por ciento). Los factores de cargas fijas varían del 11 al 16 por ciento. Todos los costos incluyen la compresión de CO 2, pero no comprenden los gastos adicionales de transporte y almacenamiento de CO Costos en el Transporte Se ha realizado una estimación de los costos tanto para el transporte por gaseoductos como para el transporte marítimo de CO 2. En cada caso, los costos dependen en gran medida de la distancia y de la cantidad transportada. En el caso de los gaseoductos, los costos dependen de si el gaseoducto está situado en la tierra o en el mar, si se trata de una zona muy congestionada, o si en su ruta hay montañas, grandes ríos o terrenos congelados. Todos estos factores podrían duplicar el costo por unidad de longitud, que aumentaría aún más en el caso de los gaseoductos que atravesaran zonas habitadas. Todo costo adicional para la recompresión (estaciones de bombas reforzadoras) que pueda necesitarse para los gaseoductos de mayor longitud se contaría como parte de los costos de transporte, que son relativamente bajos y que no están incluidos en las estimaciones aquí presentadas. Los siguientes gráficos indican los del transporte por gaseoducto para una distancia nominal de 250 km, que, por lo general, es de 1 a 8 UScy por tonelada de CO 2 (de 4 a 30 UScy por tonelada de C); asimismo muestra tam- 24

25 Figura 9: Costos de transporte para gaseoductos terrestres y marítimos, en UScy. bién como el costo del gaseoducto depende del flujo másico del CO 2. El costo del acero representa una fracción significativa del costo de un gaseoducto, por lo que las fluctuaciones de ese costo (como su duplicación entre los años 2003 y 2005) podrían afectar a la economía general de los gaseoductos. En el transporte por barco, el volumen del tanque y las características de los sistemas de carga y descarga son algunos de los factores determinantes del costo general de transporte. Los gastos relacionados con la compresión y la licuefacción del CO 2 están incluidos en los costos de captación presentados anteriormente. Los siguientes gráficos comparan los costos de transporte marítimo con los del transporte por gaseoductos, y se muestra la distancia con respecto a la rentabilidad. Si existe la opción marítima, ésta suele ser más económica que los gaseoductos para las distancias superiores a unos 1000 km y para las cantidades inferiores a unos pocos millones de toneladas de CO 2 al año. En el almacenamiento oceánico, el sistema de transporte más apropiado depende del método de inyección; desde un buque flotante estacionario, un buque en desplazamiento, o un gaseoducto desde la costa. 25

26 Figura 10: Costos de transporte de CO 2 relacionados con la distancia, en UScy Costos aplicados a la industria eléctrica Los costos varían de forma considerable, en términos tanto absolutos como relativos, de un país a otro. Dado que los sistemas de ciclo combinado de gas natural, carbón pulverizado o ciclo combinado de gasificación integrada aún no han sido construidos bajo un esquema CCS. En el futuro, los costos de la CCS podrían reducirse por medio de la investigación y el desarrollo tecnológico y las economías de escala, estas últimas podrían mermar, en gran medida, el costo de los sistemas de CCS basados en la biomasa. La aplicación de la CCS a las instalaciones de conversión alimentadas con biomasa o combustión ocasionaría emisiones de CO 2 más bajas o negativas, lo cual podría reducir los costos de esta opción, dependiendo del valor de mercado de las reducciones de las emisiones de CO 2 [12]. En los siguientes cuandros se muestran los costos de producción de electricidad y de prevención de dióxidos de carbono para distintos tipos de generación eléctrica. 26

27 Ciclo Carbón Ciclo Combinado Sistema de Central Eléctrica Combinado (US$/kWh) con gasificación GN (US$/kWh) integrada (US$/kWh) Sin captación (referencia) Con captación y almacenamiento geológico Con captación y recuperación secundaria de petróleo Planta de referencia de Planta de referencia de Tipo de central eléctrica con CCS ciclo combinado de GN carbón (US$/tCO 2 evitado) (US$/tCO 2 evitado) Central eléctrica con captación y almacenamiento geológico CC de GN Carbón CC gasificación integrada Central eléctrica con captación y recuperación secundaria de petróleo CC de GN Carbón CC gasificación integrada Costos de producción de la electricidad para distintos tipos de generación, sin captación y para el sistema de CCS en su conjunto. El costo de un sistema completo de CCS para la generación de electricidad a partir de una central eléctrica alimentada por combustibles fósiles, a gran escala y de construcción nueva depende de una serie de factores, entre ellos las características de la central eléctrica y el sistema de captación, los detalles específicos del lugar de almacenamiento, la cantidad de CO 2 y la distancia a la que debe transportarse. Para las cifras, se asume la experiencia de una planta a gran 27

28 escala. Los precios del gas utilizados oscilan entre 2.8 y 4.4 UScy por gigajulio (GJ), y los del carbón entre 1 y 1.5 UScy por GJ[7]. Costos de la prevención del CO 2 para el sistema completo de CCS para la generación de electricidad, para diferentes combinaciones de centrales eléctricas de referencia sin CCS y centrales eléctricas con CCS (almacenamiento geológico y recuperación mejorada de petróleo). La cantidad de CO 2 evitado es la diferencia entre las emisiones de la planta de referencia y las emisiones de la central eléctrica con CCS. Los precios del gas asumidos oscilan entre 2.8 y 4.4 UScy por GJ, y los del carbón entre 1 y 1.5 UScy por GJ[7]. 9. Contribución Mundial de proyectos CCS sobre emisiones evitadas de CO 2 Actualmente se estima que, en todo el mundo, es probable que haya un potencial técnico de Gt 10 de dióxido de carbono (545 Gt de C), como mínimo, de capacidad de almacenamiento en formaciones geológicas, sin embargo podría incrementarse ese potencial para el almacenamiento geológico en formaciones salinas, pero las estimaciones del límite superior no son seguras debido a la falta de información y de una metodología acordada. Los cálculos de los modelos para la capacidad de almacenamiento de dióxido de carbono en los océanos indican que esta capacidad podría ser del orden de miles de Gt de CO 2, dependiendo del nivel asumido de estabilización en la atmósfera y de limitaciones ambientales como el cambio del ph del océano. La medida en que la carbonatación mineral podrá utilizarse no puede determinarse en este momento, ya que depende de la cantidad de reservas de silicatos que pueden ser técnicamente explotadas, actualmente desconocida, y de cuestiones ambientales como el volumen de desechos de productos. En la mayor parte de los escenarios de estabilización de las concentraciones atmosféricas de gases de efecto invernadero entre 450 y 750 ppmv de CO 2 y en una cartera de opciones de mitigación de costos mínimos, el 10 giga toneladas 28

29 potencial económico de la CCS ascendería a un nivel de 220 a Gt de CO 2 (entre 60 y 600 Gt de C) de forma acumulativa, lo cual significaría que la CCS contribuiría entre el 15 y el 55 por ciento al esfuerzo mundial de mitigación acumulativo hasta 2100, habiendo calculado el promedio de una serie de escenarios de base[12]. Es probable que el potencial técnico del almacenamiento geológico sea suficiente para abarcar el extremo superior del punto máximo de la función del potencial económico, pero, en determinadas regiones, es posible que éste no sea el caso. La incertidumbre en estas estimaciones de potencial económico es significativa. Para que la CCS alcance ese potencial económico, sería necesario instalar varios cientos y miles de sistemas de captación de dióxido de carbono durante el próximo siglo y que cada uno de ellos captara entre 1 y 5 Mt de CO 2 al año. Es probable que el resultado de la ejecución real de la CCS, al igual que otras opciones de mitigación, sea más bajo que el potencial económico debido a factores como el impacto ambiental, los riesgos de fugas y la falta de un marco jurídico claro o de aceptación pública. En la mayoría de los estudios de escenarios, el papel de la CCS en las carteras de opciones de mitigación va aumentando en función del tiempo, y se constata que la inclusión de la CCS en una cartera de opciones de mitigación reduce los costos de estabilización de las concentraciones de CO 2 en un 30 por ciento o más. Uno de los aspectos de la competitividad en términos de costos de los sistemas de CCS es que esas tecnologías son compatibles con la mayor parte de las infraestructuras energéticas existentes. La contribución potencial mundial de la CCS como parte de una cartera de mitigación es ilustrada por los ejemplos en la figura (11). Las cifras indicadas en la ilustración, son un claro ejemplo de la contribución potencial de la CCS a escala mundial como parte de una cartera de opciones de mitigación. Están basadas en dos modelos de evaluación integrada alternativos (MESSAGE y MiniCAM) que adoptan las mismas suposiciones para los principales generadores de emisiones. Los resultados variarían de forma considerable en escalas regionales. 29

30 Figura 11: Contribución potencial de la CCS a escala mundial Este ejemplo se basa en un sólo escenario y, por tanto, no transmite la gama completa de incertidumbres. Los diagramas a) y b) muestran el uso mundial de energía primaria, incluido el despliegue de la CCS. Los diagramas c) y d) indican las emisiones mundiales de CO 2 en gris y las contribuciones correspondientes de las principales medidas de reducción de las emisiones en color. El diagrama e) muestra el precio marginal calculado de las reducciones de CO 2. 30

31 10. Cuantificación de la reducción de las emisiones Todavía faltan métodos capaces de estimar las cantidades de emisiones de gases de efecto invernadero reducidas, evitadas o eliminadas de la atmósfera. Mientras que una tonelada de CO 2 almacenada de forma permanente ofrece las mismas ventajas que una tonelada de CO 2 no emitida, una tonelada de CO 2 almacenada de forma temporal proporciona muchos menos beneficios. Los métodos actualmente disponibles para los inventarios nacionales sobre las emisiones de gases de efecto invernadero, podrían adaptarse para integrar los sistemas de captura y almacenamiento de CO 2. Sin embargo, todavía quedan algunas cuestiones por resolver mediante desarrollo de políticas adecuadas[7]. No obstante, uno de los aspectos más importantes de la captura y almacenamiento de CO 2, es el desarrollo y la aplicación de métodos para estimar y notificar las cantidades en que las emisiones de gases de efecto invernadero son reducidas, evitadas o eliminadas de la atmósfera. Esto requiere: Realizar estimaciones e informes sobre las emisiones actuales para los inventarios nacionales sobre gases de efecto invernadero. Inscribir la captura y almacenamiento de CO 2 en el marco de acuerdos internacionales destinados a limitar las emisiones netas. Ante la ausencia de acuerdos internacionales, no queda claro si las diversas formas de captura y almacenamiento de CO 2 serán tratadas como reducción de emisiones o como eliminación de las emisiones de la atmósfera. La técnica de la captura y almacenamiento de CO 2 se diferencia claramente y en muchos aspectos del secuestro de CO 2 en sumideros biológicos de carbón (bosques, suelo, etc), a la vez que las diferentes formas de captura y almacenamiento se diferencian claramente las unas de las otras. Esta diferencia debería reflejarse en todos los sistemas que contabilizan las reducciones netas de gases de efecto invernadero. Actualmente, no existe ningún método 31

32 disponible en el marco de CMNUCC 11 para controlar, medir y contabilizar las fugas físicas desde los lugares de almacenamiento. 11. Cuál es el futuro para la captura del carbono? A pesar de las fuertes advertencias sobre las alteraciones del clima, el incremento de las temperaturas en los mares, etc.; la comunidad científica hace esfuerzos denodados para buscar diferentes alternativas de solución que mitiguen la severidad de las alteraciones climáticas. Evidentemente no hay soluciones sencillas y de una manera importante debemos de prever los efectos y consecuencias de las soluciones propuestas. En los últimos diez años, la tecnología de captura y almacenamiento del carbono ha avanzado enormemente; a pesar de las vicisitudes a que se ha visto sometida. La reducción de emisiones puede conseguirse mediante la eficiencia energética o el cambio de las fuentes de energía renovables y nucleares. La captura y almacenamiento de carbono cumplimentan estas áreas de investigación y las diferentes tecnologías han sido descritas a lo largo de este trabajo. Conceptualmente, estas estratégias son semejantes a la reducción de SO 2, NO X, partículas y otros contaminantes de las emisiones. Una gran diferencia, sin embargo, es que el volumen de CO 2 generado es mucho más grande que en las otras emisiones. Algunas oportunidades futuras en la captura del CO 2 pueden provenir de la producción de los combustibles base hidrógeno, tales como el gas natural, carbón y biomasa. El subproducto obtenido, CO 2 será relativamente puro y el costo incremental de la captura del carbono será relativamente bajo. El hidrógeno puede usarse en celdas de combustible de baja temperatura y en otras tecnologías de combustible base hidrógeno; aunque hay algunos 11 Convención Marco de las Naciones Unidas Sobre Cambio Climático, de sus siglas en inglés UNFCCC, United Nations Framework Convention on Climate Change 32

33 costos mayores en el desarrollo del mercado y la infraestructura para estos combustibles. Qué podemos hacer con las grandes cantidades de CO 2 capturado? Su uso comercial sería ideal, pero, aplicaciones a gran escala están limitadas. La mayoría de los procesos químicos usan CO 2 y éstos requieren cantidades relativamente pequeñas, están en el orden de millones de toneladas, en tanto que los combustibles fósiles producen billones de toneladas. Alternativamente, grandes cantidades de CO 2 capturado pueden almacenarse en formaciones geológicas y en el fondo del océano. Los sumideros geológicos para el CO 2 incluyen formaciones salinas muy profundas, la utilización de los pozos petroleros vacíos y de gas están dispersos por todo el mundo y pueden ser utilizados para estos fines. Todas estas posibilidades de almacenamiento pueden contener varios cientos de miles de Gt de carbono. La captura y almacenamiento de CO 2 en las formaciones salinas o en los pozos petroleros y de gas vacíos, puede lograrse mediante tres mecanismos: desplazamiento al sitio del CO 2 ; disolución de CO 2 en fluídos y por reacción química del CO 2 con minerales presentes para formar compuestos sólidos estables como los carbonatos. La técnica del desplazamiento predomina inicialmente, pero la disolución y la reacción vienen a ser más importantes en la línea de tiempo. Otra posibilidad de almacenamiento son las minas de carbón agotadas, el CO 2 se difunde a través de la estructura porosa del carbón y éste es absorbido físicamente. Este es semejante al proceso en el cual el carbón activado remueve las impurezas del agua o del aire. Los océanos representan por mucho, un sumidero con un gran potencial, contiene aproximadamente 40,000 GtC (billones de toneladas métricas de carbono) comparado con solamente 750 GtC en la atmósfera y 2,200 GtC en la biósfera terrestre. Como resultado, la cantidad de carbono que podría duplicar la concentracion atmosférica, cambiaría la concentración en los océanos por menos del 2 %. En la escala de tiempo de mil años, correspondería al 80 % de las emisiones antropogénicas de CO 2 que serían transferidas al océano. Las descargas de CO 2 directas sobre el océano acelerarían este pro- 33

34 ceso, pero el proceso natural se vería reducido, y esto redundaría en una concentración de CO 2 y su velocidad de incremento. El CO 2 atmosférico es transferido rápidamente al mar mediante una interface aire-mar, particularmente, cuando vientos fuertes provocan olas de gran tamaño y un atrapamiento de burbujas. Como resultado del equilibrio químico entre moléculas del CO 2, el bicarbonato y iones carbonatados presentes en el agua de mar; aproximadamente el 1 % del CO 2 permanece sin disolverse en forma molecular. Una vez que el CO 2 está disuelto en la superficie del agua, este entra a formar parte del ciclo del carbono marino y que ulteriormente es transportado a las profundidades del mar mediante dos procesos principalmente, solubilidad y por bombeo biológico. La reacción básica para la determinación del CO 2 en agua de mar y en el océano es la siguiente[3]: ko CO 2 O gas CO 2 O aqueous k k H 1 k CO 2 + H 2 O H 2 CO 3 H HCO3 H + + CO 2 3 Donde ko es el coeficiente de solubilidad de CO 2 en agua de mar, k H es la constante de hidratación y k 1 y k 2 son la primera y la segunda constantes de disociación del ácido carbónico. El ion carbonatado, es un indicador importante para medir la capacidad de amortiguamiento y, por tanto, mide la capacidad de neutralización del CO 2 en el agua de mar; basándonos en la siguiente ecuación: H 2 O + CO 2 + CO 2 3 2HCO 3 El CO 2 puede neutralizarse mediante la adición de partículas suspendidas de carbonato de calcio; ya sea adicionadas o incorporadas por los sedimentos, según la siguiente ecuación: CO 2 + H 2 O + solido CaCO 3 OCa HCO 3 34

35 Esta reacción se lleva a cabo por medio de carbonato de calcio biogenético presente en los organismos vivos o muertos calcificados. En las profundidades del océano, los hidratos de CO 2 pueden formar CO 2 6H 2 O o CO 2 8H 2 O. Esto se supone que se forma alrededor de los 500 metros de profundidad y esto está referido como un proceso interfacial, donde el hidrato de CO 2 forma una frontera alrededor del CO 2 presente; esto es, como si fuera un lago en el fondo de los océanos, que se supone, estable e inhibido por una disolución de CO 2. A pesar de las crecientes incertidumbres que existen en relación al tamaño de los depósitos de carbono, simples cálculos basados en la concentración actual del CO 2 y la saturacion teórica alcanzable en las profundidades de los océanos, indican una notoria capacidad de varios millones de gigatoneladas de CO 2. De una forma particular, esto está constreñido por la cantidad de iones carbonatados disponibles a neutralizarse por el ácido carbónico formado por la disolución del CO 2. Se tiene estimado que en las profundidades del océano los carbonatos presentes están en el rango de 1,600 Gt a 4,920 Gt CO 2. La cantidad de iones carbonatados disueltos en las profundidades del océano, a profundidades mayores a 500 metros se han estimado del orden de 1,320 Gt de CO 2 equivalente. Estas cifras son especulativas y empíricas, por lo que deben ser tomadas con mucha cautela. La inyección del CO 2 en las aguas profundas de los océanos, es indudable que ejerce diferentes impactos a las introducidas a las aguas intermedias. Abajo de los 3,000 metros podemos anticipar que el CO 2 formará una pluma líquida densa, la cual formará un lago de CO 2 líquido en el fondo submarino, unido a los hidruros de CO 2. Esta superficie inhibirá su disolución en esas aguas, ya que las aguas profundas tienen una velocidad de transferencia mucho más baja que en la superficie. Teóricamente, se sugiere que el lago de CO 2 formado en las profundidades del fondo submarino, sería equivalente a la generación de energía eléctrica, de una planta de carbón de capacidad de 1GW, por 10 años de operación, y podrían cubrir una superficie de 654,500 m 2 del fondo submarino a una profundidad de 80 metros; conteniendo aproximadamente 58 millones de toneladas de gas licuado. Suponiendo que, la 35