La generación eléctrica a partir de combustibles fósiles

Transcripción

1 La generación eléctrica a partir de combustibles fósiles José Miguel González Santaló Introducción La generación de electricidad a partir de combustibles fósiles ha sido el proceso de generación más importante del siglo XX y se vislumbra que seguirá siendo dominante durante la mayor parte del siglo XXI.Es, sin embargo, un proceso crítico para la humanidad, como puede ilustrarse con las observaciones introductorias presentadas en el WorldEnergy Outlook , que se traducen a continuación: El sistema mundial de energía está en una encrucijada. Las tendencias actuales de demanda y producción de energía son evidentemente no sustentables- ni ambientalmente, ni económicamente, ni socialmente. Pero esto puede y debe ser modificado. Todavía hay tiempo para cambiar el camino por el que hoy vamos. No es una exageración afirmar que el futuro de la prosperidad humana depende del grado de éxito que logremos para solucionar los dos grandes problemas que hoy enfrentamos: asegurar un suministro confiable y accesible de energía; y hacer una transformación rápida del sistema de suministro de energía hacia un sistema de bajo carbono, eficiente y ambientalmente amigable. En la actualidad (datos de 2006), en el mundo, el 80 % del consumo energético proviene de combustibles fósiles 2. En el caso de la electricidad, el 60% se genera a partir de combustibles fósiles 3, con un 16 % generado con energía nuclear y otro tanto con hidroeléctrica. En México el porcentaje de energía eléctrica generada a partir de combustible fósiles es del 80% 4. El uso de combustibles fósiles está siendo cuestionado, fundamentalmente por la producción de CO que se emite a la 2 1 Agencia Internacional de Energía. World Energy Outlook P Agencia Internacional de Energía. World Energy Outlook P Agencia Internacional de Energía. World Energy Outlook P Prospectiva del Sector Eléctrico SENER. Pp 109 1

2 atmósfera, lo que contribuye a la acumulación de gases de efecto invernadero (GEI) lo que es uno de los impulsores de un cambio climático. Sin embargo también está claro que los combustibles fósiles, junto con la energía nuclear, representan los energéticos primarios disponibles y las tecnologías capaces hoy en día de aportar significativamente a la satisfacción de la demanda energética mundial. La misma Agencia Internacional de Energía 5 prevé que para 2030 el porcentaje de electricidad generado con combustibles fósiles será de 66%, lo que muestra que no sólo no disminuye el uso de esta fuente primaria, sino que incluso aumenta ligeramente en este periodo. La energía nuclear está entrampada en una discusión polémica y política y, aunque en algunos países se continúa utilizando e incluso crece su participación, en la mayoría de los países desarrollados no se han instalado nuevas centrales y en algunos de ellos se está esperando a llegar al final de su vida útil para desmantelarlas. Esta situación en la que, por un lado los combustibles fósiles junto con la energía nuclear, representan la opción económica viable en la actualidad para satisfacer la demanda energética, y por el otro lado, la preocupación existenteno solo válida, sino francamente urgente, de las emisiones de gases de efecto invernadero, ha impulsado el desarrollo y demostración de las tecnologías de separación y confinamiento geológico de CO 2 (CCS por sus siglas en inglés) que buscan, para el periodo comprendido entre el momento actual y el momento en el que las energías renovables sean la solución mayoritaria, servir de puente tecnológico que permita el uso de los combustibles fósiles, sin incidir sobre el cambio climático. Disponibilidad mundial y usos de combustibles fósiles La tabla 1 muestra las reservas de distintos combustibles fósiles en el 6i7 mundo y la relación entre consumo anual y reservas. Es evidente que el combustible más abundante es el carbón, para el cual hay una relación reservas/consumo de 133 años y que en el caso del gas natural 5 Agencia Internacional de Energía. World Energy Outlook P Prospectiva del Sector Eléctrico SENER 7 Prospectiva del Petróleo SENER 2

3 y el petróleo esta relación es menor, 60 y 40 años respectivamente, pero significativa. Tabla 1. Reservas de combustibles El uso de combustóleo para la generación eléctrica se ha ido reduciendo en el mundo en la medida en que los precios de los petrolíferos aumentan y las refinerías se reconfiguran para extraer todos los ligeros posibles del crudo y dejar como residuos coque de petróleo.el carbón y el gas natural, en cambio, aumentan su participación porcentual en la generación como se observa en el consumo actual y proyectado a 2015 de combustibles en generación eléctrica en el mundose presenta en la figura 1. Figura 1. Uso de combustibles en la generación eléctrica 3

4 México es uno de los pocos países en los que todavía se utiliza combustóleo para generación eléctrica y de hecho hasta fines del siglo XX casi toda la generación termoeléctrica se hacía con este combustible. Sin embargo las ventajas tecnológicas y económicas de los ciclos combinados y los bajos precios del gas natural a principios de este siglo, hicieron que el gas natural rebasara al combustóleo como fuente primaria para electricidad en , tal como se muestra en la figura 2. Figura 2. Evolución del consumo de combustóleo y de gas natural en 10 México en kilocalorías *10 En 2007, en números redondos,la generación con gas fue de 80,000 GW-h, mientras que la generación con combustóleo fue de 50,000 GWh. Esta tendencia preponderante del gas natural se acentuó en 2008, 9 ya que dados los precios de los petrolíferos, las centrales a combustóleo se utilizaron para satisfacer picos. Esto representa un cambio radical en el sector eléctrico, pues de ser un sector que utilizaba casi 100% de insumos nacionales como fuentes primarias, pasa a ser un sector importador en carbón y en gas natural, con el consiguiente impacto en la economía del país y en las necesidades de planeación del sector. 8 Gráfica de elaboración propia con datos de la Prospectiva del Sector Eléctrico SENER 9 Prospectiva del sector eléctrico SENER. Pp

5 Tecnologías para la generación eléctrica a partir de combustibles fósiles Las tecnologías de generación a partir de combustibles fósiles se pueden agrupar en dos grandes conjuntos, en función del equipo principal de la central: Tecnologías de generación Centrales basadas en turbinas de gas o Centrales de Ciclo combinado (G,D) o Centrales con turbinas a ciclo abierto (G,D) o Centrales de gasificación integrada a Ciclo Combinado (C S) Centrales basadas en generación de vapor o Ciclo Rankine Regenerativo subcrítico (G, C, S) o Ciclo Rankine Regenerativo supercrítico (G, C, S) o Ciclo Rankine Regenerativo ultra supercrítico (G, C, S) o Lecho fluidizado circulante atmosférico (S) o Lecho fluidizado circulante presurizado (S) Tecnologías complementarias Además de las tecnologías de generación en sí, es necesario considerar también las tecnologías complementarias para reducir las emisiones de CO 2. Tecnologías complementarias CCS o Por el método de separación del CO2 Pre combustión Post combustión Oxicombustión o Por el tipo de confinamiento geológico Yacimientos de crudo y gas Yacimientos profundos de carbón Formaciones y acuíferos salinos En la tabla 2 se presenta un resumen de las características de cada tecnología 5

6 Tecnología Combusti ble Ciclo Combinado (CC) Gas / Diesel Eficienc ia % Turbina de gas en ciclo abierto Gas / 35 Diesel 45 % Gasificación integrada a CC ** Sólidos % Ciclo Rankinesubcrítico Ciclo Rankine supercrítico * Carbón pulverizado Ciclo Rankine ultra supercrítico Carbón pulverizado Lecho fluidizado circulante atmosférico*** Combustó leo/ Carbón Combustó leo/ Carbón Combustó leo/ Carbón % % % Carbón % Lecho fluidizado presurizado Carbón % Costo Plazo de Aplicaciones USD/K W construcci ón Carga base cuando se tiene gas natural disponible. Su despacho depende de los precios del gas en relación con los del carbón Carga pico 2,000 5 Combustibles sólidos con alto contenido de azufre. Es la tecnología que con menor costo adicional puede hacer separación de CO 2 1,300 4 Central dominante en el siglo XX. Ahora está siendo desplazada, pues para nuevas centrales se prefieren las tecnologías supercríticas que son más eficientes 1,486 4 Centrales para las mismas aplicaciones que las anteriores, pero con mayores eficiencias. Los tamaños de las unidades son también mayores: 700 MW vs ,550 4 Centrales todavía de mayor eficiencia que las anteriores que están todavía en el proceso de obtener la confianza de las empresas. 1,700 4 Tecnología particularmente atractiva para el uso de combustibles de alto azufre y altas cenizas. Utiliza piedra caliza para retener el azufre 2,200? 4 Es una variante de la anterior, pero representa un arreglo complejo y no ha tenido buena penetración en el mercado Tabla 2. Comparación entre las tecnologías de generación termoeléctrica 6

7 Los costos de inversión son overnight ; es decir, no incluyen los intereses durante la construcción. Adicionalmente hay que considerar que durante el último año ha habido cambios importantes en precios de materiales, por lo que estos costos por KW instalado hay que tomarlos como índices comparativos. Tecnología de ciclo combinado Esta tecnología ha sido la que ha dominado el crecimiento de las centrales térmicas de generación en la última década. La central consiste esencialmente de una turbina de gas cuyos gases de escape calientes se pasan por una caldera de recuperación para generar vapor y hacerlo pasar por una turbina de vapor. Típicamente la turbina de gas (puede ser una turbina o dos, depende de las capacidades) genera el 66 % de la energía y la turbina de vapor el 34 % restante. El despegue de esta tecnología se dio por los aumentos de eficiencia de las turbinas de gas, que pasaron del 20 al 44% entre 1960 y 1990, logrados con el desarrollo de mejores materiales y mejores técnicas de fabricación. En la actualidad las centrales de ciclo combinado alcanzan eficiencias (con base en el poder calorífico inferior) cercanas al 60 %. En México, en 2007 esta tecnología representó el % de la capacidad instalada en el país y el 46.7 % de la generación total 10. Tecnología de turbina de gas a ciclo abierto Esta tecnología consiste en una turbina de gas sin utilización del calor de los gases de escape. Hace 25 años la eficiencia de estas máquinas era del orden del 20 %, por lo que se utilizaban exclusivamente para picos de generación. En la actualidad ya hay máquinas que a ciclo abierto pueden operar con eficiencias del 45 %, por lo que se están convirtiendo en alternativa de otras tecnologías. Gasificación integrada a ciclo combinado (IGCC por sus siglas en inglés) 10 Prospectiva del Sector Eléctrico SENER. p.108 7

8 Esta tecnología se basa es un ciclo combinado como el que ya se describió, con la particularidad de que el gas que se alimenta a la turbina proviene de un proceso de gasificación de combustibles sólidos o líquidos como el carbón o el coque de petróleo.un atractivo de esta tecnología es la posibilidad de utilizar diversos combustibles, incluidos residuos sólidos. La figura 3 muestra una central de IGCC que utiliza residuos municipalesy la figura 4 un diagrama del proceso típico de un IGCC. Figura 3. Planta de gasificación de basura en el Reino Unido Figura 4. Diagrama de proceso de una central IGCC El proceso de gasificación es una combustión parcial, generalmente con oxígeno puro, en presencia de vapor que alimentándose con carbón, arroja como producto una mezcla de CO 2, CO,H 2 y SO 2. Este proceso, mostrado en la figura 4, se lleva a cabo en el gasificador.los gases producidos pasan por un sistema de limpieza para retener el SO 2 y el 8

9 gas resultante es lo que se conoce como gas de síntesis. El gas de síntesis se alimenta a una turbina de gas y los gases de escape de la turbina de gas van a un recuperador de calor, en el que se genera vapor que se utiliza en una turbina de vapor. La razón por la cual su eficiencia es considerablemente más baja que la del ciclo combinado es la cantidad de energía que se requiere para producir el oxígeno requerido en la gasificación, que se realiza en la unidad de separación de aire mostrada en el diagrama.un atractivo fuerte de esta tecnología es que mediante la adición de un reactor adicional, el gas de síntesis puede tratarse para convertirlo en una mezcla solamente de CO 2 e H 2, con lo cual la separación del CO 2 es sencilla y se puede evitar su emisión a la atmósfera. La figura 5 muestra un diagrama de la Central de Gasificación de UNESA en Puerto Llano, España y en ella se da una idea clara del tamaño relativo de los distintos equipos y sistemas. Conviene observar el tamaño de la casa de máquinas con la turbina de gas (No.8) comparado con el gasificador (No.7) Figura 5. Esquemático de la central IGCC de UNESA (Puerto Llano) Ciclo Rankine regenerativo subcrítico Esta fue la tecnología más usada para todo tipo de combustibles en el siglo XX. El arreglo de la planta generadora consiste de una caldera en 9

10 la que se genera vapor a alta presión y temperatura, que se pasa a una turbina para expandirse y generar energía. La expansión se hace generalmente en dos pasos. Al final de la primera expansión el vapor se regresa a la caldera para ser recalentado y regresar a otra turbina de vapor para expandirse hasta la presión del condensador. Esto es lo que se conoce como el ciclo con una etapa de recalentamiento. La temperatura típica del vapor antes de entrar a la turbina es de 540 C y está determinada por los materiales de los tubos en la caldera. La presión máxima es del orden de 130 atmósferas y está determinada por la diferencia de densidades que se requiere para poder separar el líquido del vapor. La eficiencia típica de estas centrales está en el rango de 35 a 40 %. Con la llegada de los ciclos combinados para gas natural se dejó el uso del gas en las centrales de ciclo Rankine pues la diferencia de eficiencias es muy importante (ver tabla 2). El término regenerativo proviene del hecho de que para mejorar la eficiencia, en ciertos puntos de presión intermedio (entre 5 y 7 puntos) se extrae vapor de la turbina que se usa para precalentar el condensado que se regresa a la caldera. El ciclo se ilustra en la figura 6. Figura 6. Diagrama de un ciclo Rankine regenerativo DIAGRAMA DE UN CICLO RANKINE GASES DE COMBUSTION VAPOR RECALENTADO CALIENTE ENERGIA ELECTRICA VAPOR RECALENTADO FRIO VAPOR SOBRECALENTADO AIRE COMBUSTIBLE CALDERA TURBINA ALTA P TURBINA BAJA P EXTRACCIONES GENERADOR DEAREADOR CONDENSADOR CALENTADORES DE ALTA P. CALENTADORES DE BAJA P 10

11 Ciclo Rankine regenerativo supercrítico Esta tecnología es una variación de la anterior. La presión de operación es ligeramente superior a la presión crítica del agua (218 atmósferas) y generalmente se pueden obtener temperaturas de vapor ligeramente mayores que las de los generadores de vapor subcríticos, y llegar a 560 o 570 C. La tecnología se conoce desde los años 60, pero el desarrollo de mejores sistemas de control y mejores materiales ha hecho posible su utilización el día de hoy. Al tener una mayor presión es posible tener dos etapas de recalentamiento. Es decir, la expansión del vapor se hace en tres etapas y al final de las dos primeras el vapor se regresa a la caldera para elevar nuevamente su temperatura. La descarga de la tercera etapa va al condensador. Con estas variaciones la eficiencia que se logra es del orden del % contra el 37 % de las centrales subcríticas, lo cual representa una reducción del 20% en uso de combustible. Ciclo Rankine regenerativo ultra supercrítico Una variación más sobre la anterior, que utiliza presiones del orden de más de 230 atmósferas y temperaturas de vapor más altas, cercanas a los 700 C y, en consecuencia, logra mayores eficiencias, cercanas al 46%. La clave para estos sistemas son los materiales y la química del agua y su aplicación es todavía incipiente. Su atractivo es evidentemente el incremento de eficiencia. Lecho fluidizado circulante atmosférico Esta tecnología fue desarrollada con el propósito de retener los compuestos de azufre en el proceso mismo de la combustión y poder utilizar combustibles de muy mala calidad. La figura 7 muestra una central de lecho fluidizado circulante. El combustible se alimenta al hogar molido y mezclado con piedra caliza de manera tal que es arrastrado, junto con la piedra, por el aire de combustión. La reacción de combustión se lleva a cabo durante el viaje de la piedra y el combustible por el hogar y, de manera simultánea, reaccionan los óxidos de azufre con el carbonato de calcio de la piedra 11

12 caliza para producir CaSO 4 (yeso) y CO 2. A la salida del hogar la mezcla de gases, combustible, productos de combustión y sulfato de calcio, pasa por unos separadores ciclónicos y los gases continúan a través de bancos de tubos para sobrecalentar el vapor. Los inquemados se regresan en parteal hogar para otro paso por el mismo y en parte se descargan como cenizas y residuos. La figura 8 muestra un diagrama de proceso de una central de lecho fluidizado. Figura 7. Central de cogeneración de lecho fluidzadoen Duisburg 12

13 Figura 8. Diagrama de una central de lecho fluidizado Esta tecnología no presenta ventajas de eficiencia y no sería seleccionada para uso con combustibles de alta calidad (bajos contenidos de azufre y cenizas), pero representa ventajas operativas con combustibles de mala calidad y evitan la necesidad de instalar equipos de desulfuración adicional. Tiene la desventaja de generar CO 2 adicional por la descomposición del carbonato de calcio. Lecho fluidizado circulante presurizado Esta tecnología es una variante de la anterior que busca integrar las altas eficiencias del ciclo combinado. El arreglo es muy complejo y el horno enel que se lleva a cabo la combustión opera a presión y los gases, que deben limpiarse muy bien, pasan después a una turbina de gas para expandirse hasta presión atmosférica y los gases a la salida de la turbina se pasan por una caldera de recuperación para generar vapor que se envía, como en los ciclos combinados a una turbina de vapor. No ha tenido muchas aplicaciones debido a su complejidad intrínseca, pues el horno debe estar a presión, lo cual lo hace complicado y los 13

14 gases, que en el horno arrastranel combustible y las cenizas, a la salida, deben limpiarse perfectamente para evitar problemas de erosión en la turbina de gas. Tecnologías complementarias para reducir emisiones de CO 2 El uso de combustibles fósiles para satisfacer las necesidades energéticas se prevé que continúe de manera dominante durante el menos la primera mitad de este siglo, aunque es necesario tomar medidas que reduzcan las emisiones de CO 2 a la atmósfera, dado su impacto sobre el cambio climático. Se han desarrollado tecnologías que llamamos complementarias para cumplir esta función, que consisten en separar el CO 2 de los gases de combustión de manera que se pueda confinar geológicamente. Estas son las tecnologías de secuestro y captura de CO 2, CCS por sus siglas en inglés. CCS forzosamente se lleva a cabo en dos etapas independientes. La primera es la separación del CO2 para tener un gas esencialmente puro que se pueda comprimir y confinar. Esto es lo que se conoce como captura del CO 2. La segunda etapa es la compresión del gas hasta condiciones supercríticas (la presión crítica del CO 2 es de 73 atmósferas 11 ) para transportarlo por ducto hasta los sitios de confinamiento geológico y el confinamiento mismo. Esta etapa es la que se denomina secuestro, o confinamiento geológico del CO 2. El proceso de CCS, en ocasiones puede generar algunos ingresos, como cuando se utiliza el CO 2 para recuperación mejorada de hidrocarburos. Sin embargo, aún en estos casos representa un costo adicional a la generación eléctrica que se espera que con las tecnologías ya maduras, se limite a no más del 25 %. Tecnologías de captura de CO 2 En la actualidad existen tres tecnologías que se han desarrollado y que están en una etapa de mejoramiento orientado esencialmente a reducir sus costos. Estas se describen a continuación: 11 Perry, Robert H; Chilton, C.H. Manual del Ingeniero Químico. Quinta edición. McGraw-Hill 14

15 Pre-combustión En esta tecnología la separación del CO 2 se hace antes de la combustión (de ahí su nombre) y consiste esencialmente en la gasificación integrada a ciclo combinado, como la ya descrita,que incluye después del gasificador, un reactor adicional que transforma la corriente de gas de síntesis, formada por H 2, CO y CO 2, en una corriente de H 2 y CO 2 exclusivamente, tal como se muestra en la figura 9. El CO 2 se separa con un sistema que puede ser de membrana o un sistema de absorción con aminas, como el que se describe en post-combustión y el hidrógeno se utiliza entonces como combustible en la turbina de gas y los productos de combustión son vapor de agua. Los puntos que todavía requieren desarrollo son las turbinas de gas capaces de manejar hidrógeno como combustible, en las que empresas como GE y Siemens ya trabaja. Esta tecnología es la que representa un costo incremental menor sobre la central base, el IGCC, y este costo se debe al reactor adicional para modificar la corriente de gas de síntesis. DIAGRAMA DE UNA CENTRAL IGCC CON CAPTURA DE CO2 CO2 AIRE ENERGIA ELECTRICA AIRE COMPRESOR AIRE VAPOR ENERGIA UNIDAD DE SEPARACION DE OXIGENO REACTOR SHIFT GASIFICADOR AGUA H2 CO2 H2 CO CO2 SEPARACION DE CO2 COMBUSTIBLE VAPOR VAPOR H2 C. COMB VAPOR N2 O2 H2O TURBINA DE GAS N2 O2 H2O CALDERA DE RECUPERACION N2 O2 H2O TURBINA DE VAPOR GENERADOR ENERGIA ELECTRICA Figura 9. IGCC con captura de CO 2 Post-combustión Esta tecnología es una adición a las centrales convencionales, y consiste en colocar en la salida de los gases de combustión, un lavador de 15

16 gases que absorba el CO 2 separándolo del resto de los gases y liberándolo más adelante para que se pueda confinar. El proceso en el lavador de gases es un proceso de absorción en aminas, como se muestra en la figura 10. Las aminas se regeneran después de utilizar calor en el stripper para que se libere el CO2. El costo adicional de esta tecnología lo representan la torre de absorción ( lavador ) y el sistema de regeneración de aminas, como inversión. Como costos de operación está la energía que se requiere para regenerar las aminas y la reposición de las aminas que se pierdan en el proceso. El impacto en la eficiencia de una central es del orden de 9 a 11 puntos porcentuales. Existen variantes de esta tecnología que utilizan otros materiales absorbentes como amoniaco en lugar de aminas, pero el funcionamiento es esencialmente el mismo. La investigación y desarrollo en este proceso se centra en el desarrollo de absorbentes baratos y que requieran menos energía para liberar el CO 2. En estos equipos es necesario instalar sistemas de desulfuración de los gases de combustión, pues la presencia de azufre deteriora las aminas y hace el proceso incosteable. Una ventaja de esta tecnología es que se puede aplicar como retrofit a plantas que se hayan construido y preven los espacios requeridos para alojar los equipos. DIAGRAMA DE UN GENERADOR DE VAPOR Y SISTEMA DE ABSORCION DE CO2 CENTRAL CONVENCIONAL CO2 GASES DE COMBUSTION SIN CO2 Combustible SH SH RECA ECONO RETENCION DE PARTICULAS RETENCION DE NOx RETENCION DE SO2 STRIPPER TORRE DE ABSORCION PRECALENTADOR REGENERATIVO AIRE SH.. Sobrecalentador RH.. Recalentador ECONO. Economizador ABS_CO2. Separador CO2 16

17 Figura10. Diagrama de un sistema de postcombustión (se omite la turbina para simplicidad del diagrama) Oxicombustión Esta tecnología consiste en hacer la combustión con oxígeno puro en lugar de aire, con lo que los gases de combustión serán esencialmente CO 2 y vapor de agua, más compuestos de azufre y nitrógeno. La combustión con oxígeno puro, si se utilizaran mezclas estequiométricas, generaría temperaturas de flama muy altas, que serían excesivas para los equipos de generación de vapor. Esto se atiende al incluir un sistema de recirculación de gases, con lo que se abate la temperatura de flama, tal como se muestra en la figura 11. El proceso está todavía en desarrollo, pues al hacer combustión con oxígeno y recirculación de gases, los gases en el hogar son predominantemente CO2 y tienen propiedades de radiación muy distintas de los gases de combustión típicos, por lo que no es posible aplicar las correlaciones normales de diseño de generadores de vapor. DIAGRAMA DE UN GENERADOR DE VAPOR CON RECIRCULACION DE CO2 CENTRAL CONVENCIONAL GASES DE COMBUSTION SIN CO2 UNIDAD DE SEPARACION DE AIRE Oxigeno Combustible SH SH RECA ECONO RETENCION DE PARTICULAS RETENCION DE SO2 CO2 SH.. Sobrecalentador RH.. Recalentador ECONO. Economizador ABS_CO2. Separador CO2 Figura 11. Sistema de oxicombustión 17

18 El costo adicional para esta tecnología lo representa la planta de separación de oxígeno, que puede consumir una fracción importante de la energía generada. La tecnología es conceptualmente simple y se espera abatir costos con procesos más económicos de separación de oxígeno. Asimismo, la tecnología se puede aplicar a otros procesos como el de los hornos cementeros, por lo que hay gran interés en ella. Tecnologías de secuestro o confinamiento geológico Hay del orden de cinco o seis tecnologías para el confinamiento geológico o confinamiento del CO 2, de las cuales en la actualidad se consideran ya desarrolladas y en etapa avanzada de demostración tres, que se comentan en más detalle en los párrafos siguientes. Las otras dos tecnologías son la absorción de CO 2 en procesos de reforestación, al fijar el carbono en las nuevas plantas y con la inyección de CO 2 a profundidades del orden de 3,000 metros en el fondo del mar. Esta última tecnología no ha logrado aceptación generalizada por las incertidumbres sobre lo que pueda ocurrir en el fondo del mar con la presencia del CO 2, que a esas condiciones es más denso que el agua y, en principio, permanecería en el fondo. Además, con las estimaciones de potencial de almacenamiento de las otras tecnologías, este almacenamiento en el fondo del mar podría no resultar necesario. Las tecnologías de confinamiento geológico se ilustran de manera 12 esquemática en la figura Carbon sequestration for the USand Canada.National Energy Technology Laboratory 18

19 Figura 12. Esquemas de confinamiento geológico de CO Para dar una idea de la capacidad de confinamiento de CO2 en formaciones geológicas, se presentan en la tabla 3,unas estimaciones hechas en los EE.UU. en las que se muestra que la capacidad total de almacenamiento es entre 1,157 y 3,643 gigatoneladas de CO 13 2, comparadas con las emisiones derivadas del uso de combustibles fósiles en 2005, estimadas en 26 gigatoneladas por año 14. Hay que tomar estas cifras con precaución, pues se trata de capacidades teóricas máximas, a partir de las que habría que determinar las capacidades técnicamente viables. Tipo confinamiento de Capacidad mínima Capacidad máxima 2 Unidades Yacimientos HC s Gigatons CO 2 Yacimientoscarbón Acuíferos salinos TOTAL , ATLAS DE CO 2 PARA AMERICA DEL NORTE 14 19

20 Tabla 3. Capacidades de almacenamiento de CO 2 en formaciones geológicas Confinamiento en yacimientos de hidrocarburos, con o sin recuperación mejorada Los yacimientos de hidrocarburos contuvieron crudo y gas a altas presiones durante millones de años, por lo que se consideran ideales para confinar el CO 2 con la certeza de que no se tendrán fugas a la atmósfera. Desde luego es necesario verificar que durante la explotación de los yacimientos no se hayan alterado las estructuras geológicas y que se mantiene todavía su estanqueidad. Si los yacimientos de hidrocarburos ya están agotados, funcionarían simplemente como confinamiento y se hablaría de un confinamiento sin recuperación. Sin embargo el CO 2, a presiones supercríticas es un buen solvente y ayuda a que fluya mejor el crudo, por lo que si se inyecta en yacimientos, además de elevar la presión del mismo, facilita el flujo del crudo hacia los pozos de explotación. Esto es lo que se conoce como recuperación mejorada de crudos, o EOR por sus siglas en inglés. La tecnología de EOR se aplica en la industria petrolera desde los años 70. En el estado de Texas, el CO 2 que se utilizaba provenía de yacimientos naturales de CO 2, que se explotaban de la misma manera que se explotan los yacimientos de gas natural. Actualmente uno de los proyectos más conocidos es el de Weyburn que está en Canadá y que recibe por ducto CO 2 proveniente de una central IGCC ubicada en el estado de Dakota del Norte en los EE.UU. En estos casos los costos del confinamiento del CO 2 se ven total o parcialmente compensados por el precio obtenido del CO 2. Confinamiento en acuíferos salinos 15 Los acuíferos que están a más de mil metros de profundidad y que saturan medios porosos, tienen contenidos de sales muy elevados para 15 Weyburn 20

21 consumo humano. Estas formaciones son ideales para el confinamiento de CO 2, por su gran volumen. El CO 2 queda atrapado en los poros del medio, y aunque desplaza al agua, su impacto es mínimo en comparación con los acuíferos. Se trata de la opción de confinamiento con mayor capacidad como se puede observar en las cifras dadas para los EE.UU., en la tabla 3,y por consiguiente con un gran atractivo. Sin embargo en esta tecnología no hay ningún ingreso que no sea por medio de bonos de carbono o impuestos evitados por emisión de CO 2. La instalación más conocida que haceconfinamiento con esta tecnología es la de Sleipner 16, que es una plataforma marina sueca de explotación de gas natural. El CO 2 que se extrae con el gas natural se separa al utilizar un sistema de aminas y se inyecta a un acuífero que está a 1,000 metros por debajo de nivel del fondo del mar y por debajo del mismo yacimiento de gas natural. Esta instalación ha estado inyectando del orden de un millón de toneladas de CO 2 por año desde 1996, y ha sido un sitio ideal para estudiar los efectos de la inyección sobre los acuíferos. Confinamiento en yacimientos profundos de carbón Esta es la tecnología menos probada y esencialmente consiste en inyectar el CO 2 a yacimientos de carbón que están demasiado profundos para ser explotados. Estos yacimientos normalmente están saturados con metano. El CO 2 tiene mayor afinidad por el carbón que el metano, por lo que al inyectarse desplaza a este último y queda adsorbido en el carbón. Con este proceso se tiene la ventaja de una recuperación de gas natural al inyectar el CO 2, pero es la menos probada de las tecnologías de confinamiento. Situación actual en el mundoy perspectivas de la generación térmica 16 Kaarstad, Olav. TheSleipner Project. IEA Asia Pacific Conference on Zero Emission Technologies.Gold Coast, Queensland, Australia ( 21

22 La tabla 4 muestra la distribución de la capacidad instalada en el mundo con las distintas tecnologías para los años2006 y Es claro que la tecnología dominante es la del carbón, que en la actualidad es con base en centrales de carbón pulverizado subcríticas. Sin embargo, todas las centrales que se construyen en la actualidad son supercríticas dadas sus ventajas en eficiencia (44 vs 37%) Carbón 42.67% 45.09% Petróleo 5.33% 1.55% Gas 20.27% 20.83% Nuclear 14.93% 10.76% Hydro 16.00% 14.30% Biomasa 0.53% 1.55% Eólica 0.27% 4.66% Otras renovables 0.00% 1.24% Tabla 4. Participación de lasfuentes primarias en lageneración de electricidad Se aprecia una preponderancia del carbón y una participación incipiente de las fuentes renovables, particularmente la eólica. El gas natural mantiene su participación y el crudo desaparece del panorama, pues su producción se orienta totalmente al sector transporte. La participación de la energía nuclear es todavía incierta por su polémica situación política y en el mundo. Las tendencias futuras indican que se instalarán centrales de carbón pulverizado pero super-críticas o ultra supercríticas, y centrales de gasificación integradas a ciclo combinado. Las centrales de lecho fluidizado estarán limitadas aplicaciones en las que se utilicen combustibles de mala calidad. Sus principales desventajas son la producción de una cantidad importante de residuos sólidos (yeso) y la producción adicional de CO 2 por la descomposición del Carbonato de calcio. 17 Cap. Inst. del mundo 22

23 Los programas de I&D del DOE marcan como objetivos el llevar las eficiencias de las centrales IGCC a niveles del 60 % en 10 años. El secuestro y captura de CO 2 se ve como una tecnología indispensable que requerirá estar en operación comercial a más tardar en Existen varias organizaciones internacionales como el CarbonSequestrationLeadershipForum, CSLF, del cual México forma parte, que es una red que tiene como objetivo acelerar la implantación en el mundo de las tecnologías CCS. Las estrategias que aplica esta red son la identificación de brechas tecnológicas que requieren salvarsey propiciar el desarrollo de proyectos conjuntos entre países y el desarrollo de capacidades en los países 18. La Agencia Internacional de Energía tiene los acuerdos de implementación sobre Investigación sobre Gases de Efecto Invernadero (GHGR) 19 y el Clean Coal Centre 20 que también reúnen a varios países, desarrollan estudios de interés común en estas áreas y sirven para establecer redes de colaboración. En febrero de 2009, Australia lanzó una iniciativa global para mitigar las emisiones de GEI s y se fundó un Instituto Global para CCS, del cual México es miembro fundador. El gobierno australiano se comprometió a aportar 100 millones de dólares australianos anuales para sufragar la operación del instituto y su misión es lograr que en el mundo, para 2020, haya 20 proyectos de escala industrial con secuestro y captura de CO 2 en operación. Es claro que hay un gran interés en todo el mundo por el desarrollo de estas tecnologías que posibilitan el uso de combustibles fósiles, aunque se reconoce que solo son tecnologías puente, mientras se logra una participación masiva de las energías renovables. Hay también detractores que cuestionan la seguridad y confiabilidad del confinamiento geológico y que critican que para lograr el confinamiento 18 En la Ciudad de México, organizado por el IIE con el apoyo del CSLF se organizó un taller sobre secuestro y captura de CO2, que tuvo lugar en le Museo Tecnológico de la CFE, en Julio de 2008, con la participación de más de 150 personas de todos los sectores del país, tanto público como privado. 19 Green House Gas Research. Acuerdo de Implementación de la Agencia Internacional de Energía 20 Clean Coal Centre. Acuerdo de Implementación de la Agencia Internacional de Energía 23

24 se tenga que hacer a costa de eficiencia de generación, con lo cual se incrementará el uso de combustibles fósiles. Situación actual y perspectivas en México de la generación térmica La figura muestra la distribución de la capacidad instalada en el país por tipo de tecnología en 2007 y la figura 14 muestra la generación por fuente primaria para los años 1997 a2007. Hydraúlica Geotermia Eólica Nuclear Carbón Ciclo combinado Turbogas Combustión Int Figura 13. Capacidad instalada por tecnología en México en Prospectiva del sector eléctrico SENER 24

25 Figura 14. Evolución de la participación de fuentes primarias en lageneración eléctrica La figura 13 muestra la evolución del sector eléctrico en los últimos diez años 22. Se observa el crecimiento de la participación del gas natural y el decrecimiento del combustóleo. Esta tendencia se originó por los bajos precios del gas en los años 90 y por los costos reducidos de inversión en las centrales de ciclo combinado y se reforzó en estos años por las reconfiguraciones que está haciendo PEMEX en las refinerías para maximizar la extracción de ligeros y dejar como residuales coque de petróleo, en lugar de los residuos pesados que se utilizan en la actualidad para producir combustóleo. La figura 15 muestra la evolución esperada del sector eléctrico mexicano en los próximos diez años, en la que se aprecia un incremento importante de la participación del gas natural; un crecimiento moderado 22 Prospectiva del sector eléctrico SENER 25

26 del carbón y una reducción de las centrales convencionales a combustóleo. Figura 15. Proyección de la generación eléctrica en México A futuro se empieza a incrementar el uso del carbón y de la energía eólica y se mantiene la interrogante del uso de la energía nuclear que, en opinión del autor, depende en gran medida de las decisiones que se tomen en los EE.UU. Para horizontes de más de diez años no existen proyecciones oficiales, pero en la figura 16 se presenta una proyección a 2050 hecha por el autor 23. En estas proyecciones se considera un crecimiento que llevaría a México en 2050 a los niveles de consumo de energía eléctrica actuales de Europa y se hacen hipótesis sobre la participación de la energía nuclear y el carbón, a las que se les da un papel importante a partir de 2030 (40% del crecimiento en no renovables para cada una de las fuentes y deja el otro 20% para el gas). Estas proyecciones se pueden quedar cortas si en ese lapso se introduce de forma masiva el uso de vehículos eléctricos o plug-in hybrids, lo cual es altamente probable 23 José Miguel González Santaló. Presentación en el Taller sobre Opciones energéticas de México. Academia de Ingeniería. Agosto de

27 dada la contribución del sector transporte a las emisiones de CO 2 (En México está contribución de de más del 50%) 24. Se presenta también, en la figura la estimación de emisiones de CO 2 que se tendrían si no se aplicara ningún mecanismo de CCS. La línea roja en esta figura 17 muestra una meta de emisiones que se podría lograr con la implantación de tecnologías de CCS a partir del periodo , , , ,000 Renovables Hidráulica Nuclear Carbón Gas Natural Combustoleo 50, Figura 16. Estimación de la capacidad instalada en México para Roberto Flores, Ramón Muñoz-Ledo y Daniel Villalba. Inventario de emisiones en 2005 de gases con efecto invernadero por el sector energético mexicano. Aceptado para publicación en la revista Ingeniería, Investigación y Tecnología. UNAM 25 Ver referencia 23 27

28 500 A partir del 2020 se requiere aplicar CCS Figura 17. Emisiones de CO 2 en México para 2050 con CCS y sin él Si se consideran las emisiones de CO 2, México seguramente implante esta tecnología a nivel comercial en el periodo de 2015 a 2020, al igual que el resto del mundo, aunque mucho dependerá de los acuerdos internacionales que se plasmen y de los apoyos que haya de los países desarrollados a los países en desarrollo para estos fines. Actualmente se está iniciando el desarrollo de una estrategia para el manejo del CO 2 en el sector energético que inicia con el desarrollo de un ATLAS de CO 2 para América del Norte que se está desarrollando de manera conjunta con EE.UU. y Canadá dentro del marco del acuerdo de colaboración en energía de América del Norte (NAEWG) y la CFE ha iniciado el desarrollo de un programa estratégico para este mismo propósito. Resumen y conclusiones Se considera que de aquí a 2050, los combustibles fósiles seguirán jugando un papel primordial en la satisfacción de las necesidades del 28

29 sector eléctrico. El crecimiento del sector puede ser mayor que el que se esperaría de proyecciones de crecimiento de crecimiento económico, por el posible uso intensivo de electrotecnologías, particularmente el uso de vehículos eléctricos. Las fuentes renovables, que serán la solución sustentable a largo plazo, tendrán una participación todavía limitada, aunque ya importante en2050. México se enfrenta a un cambio cualitativo en su estructura de generación. El combustóleo, que fue la principal fuente energética hasta2000, está desapareciendo del mercado debido a las reconfiguraciones de las refinerías, por lo que el sector eléctrico tendrá que adoptar nuevas tecnologías en México, orientadas al uso del carbón y el gas natural. El impacto económico de este cambio debe tenerse presente, pues el sector eléctrico pasa de ser un sector abastecido esencialmente con insumos nacionales, a ser un importador fuerte de fuentes primarias de energía, con el impacto correspondiente sobre la economía y laseguridad del suministro. El uso del carbón en generación se incrementará, tanto en México como en el mundo, dada su disponibilidad. Sin embargo todos los combustibles fósiles, pero particularmente el carbón, tendrán que utilizar tecnologías de CCS para reducir substancialmente las emisiones de gases de efecto invernadero. En algunos países, como el Reino Unido, es más cuestionada una central de carbón sin CCS que una central nuclear. Las tecnologías de generación eléctrica están mejorando su eficiencia, fundamentalmente por el desarrollo de nuevos materiales que permiten mayores temperaturas en los ciclos y, en la actualidad, la mayoría de las nuevas centrales a carbón son supercríticas. En México, la primera unidad de este tipo está en construcción en la central de Petacalco. La tecnología CCS es un elemento fundamental para poder utilizar combustibles fósiles en las próximas décadas y hay gran presión mundial para acelerar su desarrollo e implantación, aunque ya hay preocupación sobre la viabilidad de tener aplicación comercial 29

30 ampliamente difundida para 2020, que es lo que se requiere para mitigar el cambio climático. Las tecnologías ya están desarrolladas y fase de prueba a escala industrial, pero sus costos son todavía muy elevados. El uso de CCS, incrementará los costos de generación con combustibles fósiles de manera significativa (posiblemente entre el 20 y el 30 %). Se espera que una vez maduradas las tecnologías, los costos de retener el CO 2 sean del orden de 30 a 50 dólares norteamericanos por tonelada, lo que, si se considera que por una tonelada de carbono, se producen cerca de cuatro toneladas de CO 2, representaría un incremento equivalente al precio del carbón de 100 a 200 dólares por tonelada. Es decir, un incremento del 100 al 200% en el costo del combustible. El uso de la energía nuclear es otro tema pendiente de gran importancia para configurar el portafolio mundial de fuentes de energía. 30