SET-TE : Captura y almacenamiento de carbono (CCS*)

SET-TE : Captura y almacenamiento de carbono (CCS*)
1.- Descripción general
Hoy en día, tanto los gobiernos como la sociedad en general, coinciden en que es
necesario reconvertir el sistema actual de gasto de energía en un sistema más
sostenible. Para ello, existen varias opciones, tales como la mejora de la eficiencia
en la producción y consumo de energía, su conservación, el aumento de las
fuentes renovables y, evidentemente, la utilización de tecnologías para la captura y
almacenamiento del dióxido de carbono (CO2).
El dióxido de carbono es uno de los gases de efecto invernadero que contribuye a
que la Tierra tenga una temperatura habitable, pero un exceso del mismo,
generando por la actividad humana (figura 1)[1],está haciendo que aumente la
concentración del mismo en la atmósfera desde unos valores de 280 ppm en la era
preindustrial a en torno de 390 ppm ya recogidos en 2009[2].
Figura 1.- Evolución de las emisiones anuales de CO2 a nivel mundial entre 1971 y 2007 (elaboración propia a
partir de estadísticas IEA).
Así, se considera que este incremento de los niveles de CO2 en nuestra atmósfera
está reduciendo la emisión de calor al espacio y, consecuentemente, produciendo
un incremento de la temperatura media del planeta, así como un incremento del
nivel medio de los océanos y una disminución del área terrestre cubierta por
hielo[3].
La captura y almacenamiento de CO2 (denominada CCS: “carbon capture and
storage”) se plantea como una tecnología fundamental para conseguir frenar el
incremento de la temperatura del planeta, principalmente en las centrales de
producción de potencia eléctrica. Así, según los últimos datos estadísticos
disponibles (correspondientes al año 2007)[4] de los 19 771 TWh de producción de
energía eléctrica a nivel mundial, el 41,5% se obtiene del carbón, el 20,9% del gas
*
CCS: Carbon Capture and Storage (UE) o Carbon Capture and Sequestration (EE.UU.)
1
natural y el 5,6% proviene del petróleo, mientras que el resto proviene de las
energías nuclear, hidroeléctrica y renovables. También se plantea la captura y
almacenamiento de CO2 de otras fuentes de emisión centralizadas, principalmente
en el sector de transformación de combustibles y otras ubicadas en el sector
industrial.
La captura del dióxido de carbono de las fuentes centralizadas comprende varios
pasos:
a) Captura del carbono emitido por centrales eléctricas, plantas industriales,
etc., incluyendo la transformación y compresión de los gases emitidos.
b) Transporte del gas a un sumidero por medio de tuberías, barcos, vehículos
apropiados, etc.
c) Inyección en formaciones geológicas subterráneas, como pueden ser
depósitos de petróleo o de gas que se encuentran ya vacíos,
almacenamiento en los océanos, etc.
En la figura 2 se muestra la evolución en la capacidad de captura y
almacenamiento de CO2 de las distintas instalaciones que han entrado en
funcionamiento desde 1996.
Figura 2.- Evolución anual de la capacidad de captura y almacenamiento de CO2 a nivel mundial desde sus
orígenes hasta la actualidad (elaboración).
Así, desde 1996, cinco grandes instalaciones (> 0,1 Mt CO2/año) se encuentran
operando en el planeta, la gran mayoría dedicadas a la separación del CO2 de
yacimientos de gas natural, siendo luego inyectado en formaciones geológicas a
distintas profundidades (tabla 1). Para los próximos años (2009 – 2016) se plantea
la entrada en funcionamiento de otras instalaciones con una capacidad de
almacenamiento acumulada de 9 Mt CO2/año, aunque algunas de ellas como muy
pocos años de operatividad[5].
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Tabla 1.- Características principales de las distintas plantas de captura y almacenamiento en operación a nivel
mundial con una capacidad mayor de 0,1 Mt CO2 /año.
2.- El estado actual de la tecnología
Existen cuatro tecnologías principales para la captura del CO2: (i) captura
postcombustión; (ii) captura precombustión; (iii) oxicombustión; y (iv) bucle
químico.
Captura postcombustión:
La captura postcombustión separa el CO2 de los gases de escape del proceso de
combustión. La extracción se suele realizar a baja presión, a partir del gas de
expulsión, que tiene un contenido en CO2 entre un 2% y un 25%[6]. Para ello se
pueden emplear procesos físicos de captura del CO2, aunque se prefiere utilizar
disolventes químicos, debido a que son menos dependientes de la presión parcial
del CO2, que es baja en los gases de escape. Sin embargo, los disolventes químicos
requieren más energía para regenerarse.
Dentro de los disolventes químicos se utiliza, preferentemente las aminas, debido a
su avanzado estado de desarrollo, aunque su contenido en oxígeno tiene efectos
corrosivos. También, la reactividad de la amina con el dióxido de azufre y óxidos de
nitrógeno hace que poco a poco vaya desapareciendo, por lo que hay que
reponerla o retirar estos gases antes de proceder a la captura de CO2.
El proceso de postcombustión consiste, de forma simplificada, en hacer pasar los
gases de escape por una columna de absorción en la cual el disolvente reacciona
con el CO2 enlazándolo químicamente. Una vez enlazado, el disolvente se lleva a
otro compartimento donde se calienta para liberar el CO2 (casi completamente
puro) y, de este modo, también regenerarse.
El mayor desafío de esta tecnología reside en la reducción del gasto de energía
empleada en el calentamiento del disolvente para la liberación del CO2, ya que en
la actualidad este proceso reduce en un grado relativamente alto la eficiencia de la
planta eléctrica.
Captura precombustión:
En esta tecnología, el combustible es previamente gasificado produciéndose gas de
síntesis (syngas: mezcla de H2 y de CO). A continuación, este gas se limpia de
3
residuos que podrían dañar las turbinas, y se hace reaccionar el CO con vapor de
agua para producir dióxido de carbono e hidrógeno. De esta mezcla, el CO2 es
separado mediante un proceso de absorción y se prepara para su transporte. El gas
restante, muy rico en oxígeno, se mezcla con oxígeno inyectado y se utiliza para
alimentar una turbina de gas de hidrógeno, la cual sólo produce vapor de agua en
el escape. Este ciclo con turbina de hidrógeno es térmicamente el más eficiente
para la producción de electricidad[7]. En la actualidad, hay una serie de procesos en
marcha para demostrar la viabilidad de la precombustión utilizando la tecnología
IGCC (“Integrated Gasification Combined Cycle”) a partir del carbón, así como
con gas natural.
En este sentido, la planta Great Planes Synfuels, en North Dakota (Weyburn-Midale
en la tabla 1), puede considerarse la primera del mundo que se sirve de esta
tecnología, utilizando carbón gasificado para producir gases sintéticos como gas
natural sintético, sulfato amónico y amoníaco anhidro. El CO2 residual del proceso
de gasificación se bombea a 330 km de distancia, a Weyburn, en Canadá, donde
se inyecta en el subsuelo para mejorar (en unos 120 millones de barriles estimados)
la extracción de un campo de petróleo.
Captura por oxicombustión (“oxyfuel combustion”):
En el proceso de oxicombustión, el combustible se quema con oxígeno puro en
lugar de con aire para, de este modo, evitar el proceso de separaración del CO2 del
nitrógeno atmosférico en los gases de escape. Una ventaja de esta técnica es la de
facilitar el “retrofitting” de las actuales instalaciones, que consiste en el
acondicionamiento de las plantas añadiendo la posibilidad de captura de CO2. Se
puede considerar que, a nivel mundial, la primera planta de producción de
electricidad con captura y almacenamiento de CO2 ha entrado en funcionamiento
en 2008 en Schwarze Pumpe utilizando esta tecnología (ver highlights de
preproducción).
Combustión por bucle químico (“chemical looping”):
Esta técnica aún está en desarrollo para ser aplicada masivamente en CCS, aunque
su futuro parece prometedor, puesto que consumiría mucha menos energía que,
por ejemplo, la técnica de postcombustión. La técnica de “chemical looping”
utiliza pequeñas partículas de óxidos metálicos como portadores de oxígeno, las
cuales realizan un bucle entre un reactor de combustión y otro reactor de aire.
Así, al reaccionar con fluidos en un reactor de lecho fluidizado (reactor de
combustión), las partículas de óxidos metálicos se vuelven de nuevo metálicas,
produciéndose además una mezcla de CO2 y de vapor de agua en el reactor, la
cual, al condensarse deja un gas compuesto por CO2 casi puro que puede ser
secuestrado. De esta forma, la combustión se produce sin contacto alguno del fuel
con el aire, de forma que el gas de expulsión no tiene contenido alguno de
nitrógeno, lo que hace más sencillo el proceso de captura de CO2. Las partículas
metálicas producidas son transportadas a otro reactor de lecho fluidizado donde
pueden reaccionar con aire (reactor de aire) con lo que, además de volverse a
oxidar, de nuevo liberan calor que puede ser aprovechado.
4
Transporte del dióxido de carbono:
El transporte del CO2 no presenta problemas, en principio, ya que es bien conocida
la tecnología desde hace tiempo y, de hecho, existe en Estados Unidos y Canadá
más de 3.000 km de tuberías para su canalización. En el caso en que los depósitos
geológicos de almacenamiento se encuentren en el subsuelo marino, la tecnología
empleada es más compleja, aunque ya existe alguna planta en funcionamiento con
estas características (Snøhvit, Noruega). En este caso se instalan varias
conducciones desde las distintas plantas de emisión de CO2 a un lugar común en
la costa, en el cual se presuriza y se hace converger a una sola tubería de mayor
tamaño, conectada al depósito geológico en el océano donde se almacena el CO2.
Almacenamiento de dióxido de carbono:
El almacenamiento geológico del CO2 se puede realizar enterrándolo bajo tierra
por varios procedimientos, tal como se indica en la figura 3. Uno de ellos consiste
(proceso 1 de la figura) en almacenar el CO2 en depósitos previos de petróleo o
gas que ya se encuentren vacíos. El CO2 también se puede emplear en la
denominada recuperación asistida del petróleo. Por este procedimiento, el CO2
inyectado permite la extracción de petróleo no extraíble por pura impulsión
(proceso 2). El CO2 también se puede inyectar en depósitos rocosos sedimentarios
saturados de aguas salinas (proceso 3). Estas rocas están formadas por capas
alternas de agua, cieno, arcilla, etc. El CO2 queda atrapado en los poros de las
capas de arena, en los capilares de las capas arcillosas, adsorberse en las rocas
carbonosas, etc. También se plantea el almacenamiento en vetas de carbón no
extraíble (proceso 4) o para extraer gas natural de dichos lechos de carbón
(proceso 5). Por último, se plantea la opción de lograr su almacenamiento en roca
basáltica, arenas bituminosas o en cavidades (proceso 6). También se plantea el
almacenamiento del CO2 en el subsuelo de los océanos, normalmente a
profundidades por debajo de los 700 m.
Figura 3.- Esquema de los distintos procedimientos de almacenamiento geológico de CO2 en tierra[8].
En general, las tecnologías para el almacenamiento del CO2 en formaciones
geológicas profundas están ya muy desarrolladas, dado que han venido siendo
transferidas de las tecnologías de exploración y extracción de petróleo y de gas
5
natural. Por otro lado, se estima que existe una capacidad de almacenamiento de
1 000 – 10 000 Gt CO2 en depósitos salinos, 600 – 1200 Gt CO2 en campos de
petróleo y gas, y 3 – 200 Gt CO2 en yacimientos de carbón para la extracción de
metano[9], lo que comparado con los 29 Gt CO2 (figura 1) emitidos por combustión
de carbón, gas y petróleo en 2007 (últimas cifras disponibles)[1] nos da una idea de
la capacidad disponible.
También se realiza un importante esfuerzo en la monitorización del CO2
almacenado, utilizando varios tipos de tecnologías: (i) técnicas atmosféricas:
principalmente mediante láser que envía un rayo de luz de una longitud de onda
en el infrarrojo que es fuertemente absorbida por el CO2, con lo que se estudia la
pérdida de CO2; (ii) técnicas sub-superficiales cercanas: pueden ser de varios tipos,
unas analizan las características geoquímicas a poca profundidad por debajo de la
superficie, otras se basan en la medida de la concentración de CO2 en lugares
discretos, extrayendo el gas cercano e introduciéndolo en una cámara para
después ser analizado, y otras están basadas en la medida topográfica de la
conductividad eléctrica de los materiales por debajo de la superficie; (iii) y técnicas
subsuperficiales profundas: en particular las geoquímicas, son bastante parecidas a
las utilizadas en los yacimientos petrolíferos y de gas natural, en las que la
migración del CO2 se puede estudiar mediante la utilización de trazadores
químicos o mediante estudios de la variación de las señales provenientes de
reconocimientos sísmicos con retardo de tiempo.
Etapas de desarrollo
En la figura 4 se presenta el estado de desarrollo e implantación en que se
encuentran las distintas tecnologías de captura de CO2, dado que las de transporte
y almacenamiento se consideran maduras y se pueden considerar ya en fase de
competición.
Como se aprecia, la tecnología más desarrollada es la de precombustión,
considerando, como se ha señalado más arriba, la entrada en funcionamiento del
proyecto de Weyburn en el año 2000. Seguidamente, la entrada en
funcionamiento en 2008 de la central experimental de Schwarze Pumpe en
Alemania, basada en oxicombustion, hace que esta tecnología también se pueda
considerar en una fase de introducción.
La tecnología de postcombustión por si misma se puede considerar corriente[7],
aunque es más conveniente considerarla en un estado pionero al no haberse
detectado aún ninguna gran instalación operativa que nos pudiera permitir
adelantar su estado de desarrollo tecnológico. En último lugar consideramos la
tecnología del bucle químico, la cual está teniendo una importante actividad
investigadora en los últimos años, aunque muy centrada en aspectos preliminares.
6
Figura 4.- Estado del desarrollo de cada una de las subtecnologías dentro de la energía de captura y
almacenamiento de CO2 (elaboración propia).
Por otra parte, la IEA[7] ha publicado un estudio en el que muestra la evolución de
la eficiencia térmica de distintas plantas eléctricas basadas en carbón y gas natural
que utilizan distintas tecnologías CCS (tabla 2). En estos datos se comprueba que
las pérdidas de eficiencia oscilan entre los 6,0 – 10,9 puntos porcentuales. Esto se
debe principalmente, en tecnología postcombustión, a la necesidad de utilizar
parte del vapor para regenerar el disolvente y la procesos de compresión y
purificación del CO2. En tecnología precombustión la principal causa de pérdida de
eficiencia se atribuye a las pérdidas por reacciones exotérmicas que se producen
por el cambio de combustible en el proceso previo a la combustión. En tecnología
de oxicombustión, la principal demanda de eficiencia es atribuida a la necesidad de
alimentar la unidad de generación de oxígeno para la combustión. En tecnología
de bucle químico aún no se han detectado estudios de estas características.
Tabla 2.- Valores de eficiencia térmica de distintas plantas eléctricas que utilizan carbón o gas natural como combustible y
que tienen integradas distintas tecnologías CCS[7].
7
3.- Costes actuales y futuros escenarios
Costes de captura y almacenamiento:
Algunos estudios estiman que sólo los costes de captura y compresión se sitúan
entre los 25 USD/Tm y 50 USD/Tm[7,10]. Otros estudios señalan que los costes CCS
más bajos se producen en procesos postcombustión, seguido de procesos
precombustión, siendo los procesos oxicombustión los más caros[7], mientras que
los procesos de bucle químico no han sido aún considerados.
En cuanto a los costes de transporte, éstos se deben calcular para cada caso en
particular, según el medio de transporte utilizado: tuberías similares a las de
conducción de gas natural, mediante botellas comprimidas en camiones, barcos,
etc. Los costes han sido evaluados para el caso de la conducción mediante
tuberías[6]. Así, el coste de inversión del transporte (conducto de 1m diám.) se sitúa
entre los 0.75 millones de USD/ km (onshore) y 1.25 millones de USD/km
(offshore). Este coste representa entre el 10% y el 15% del coste total de la
tecnología CCS. Por otro lado, para 250 km de conductos transportando 10 Mt
CO2/año se calcula un coste de 1 – 8 USD/Tm CO2 onshore y un 40 – 70% más
offshore[6].
En relación a los costes de almacenamiento en cavidades geológicas, éstos
dependen de muchos factores como pueden ser la profundidad por debajo de
tierra, la localización (generalmente, la localización “offshore” es más cara), etc.
Los costes de almacenamiento de CO2 presentan una gran variabilidad, entre 2
USD/Tm y 30 USD/Tm. Típicamente pueden representar entre el 10% y el 20% del
coste total del CCS[6]. En general, se considera que los costes de transporte y
almacenamiento de CO2 se pueden situar en el entorno de los 10 USD/Tm CO2[6].
Coste total del CO2 evitado:
El coste total tiene en cuenta los costes de captura, compresión, transporte y
almacenamiento. Además, el coste del CO2 evitado es superior a la suma de los
costes anteriores porque éste tiene en cuenta, evidentemente, la cantidad extra de
energía, y por tanto de CO2 emitido adicionalmente para realizar las actividades de
captura, transporte y almacenamiento. Esta diferencia se hará tanto menor cuanto
más aumente la eficiencia energética de los procesos de captura de CO2. Los
costes totales se estiman actualmente entre 40 USD/Tm y 90 USD/Tm[6], siendo los
que deben considerarse como referencia para implementar la tecnología.
Estos costes podrían ser compensados económicamente en su totalidad e, incluso,
ser positivos, si se encuentran aplicaciones en el sector productivo que así lo hagan
ser. En este sentido, en actividades de recuperación de crudo (EOR: enhanced oil
recovery) se estima que la actividad CCS puede ser beneficiosa desde un punto de
vista económico. Así, las actividades EOR tienen un coste de 35 – 40 USD/Tm CO2,
pudiendo recuperar un 5 – 23% adicional de crudo[6], dependiendo de las
condiciones del yacimiento y de la miscibilidad crudo – CO2. También se detectan
otras actividades que tratan de encontrar otras aplicaciones que hagan ganar en
8
valor añadido la captura de CO2, como pueden ser las de fabricación de productos
químicos, especialmente gases sintéticos.
A partir de los costes totales indicados anteriormente para el CCS, se puede
calcular como éstos repercuten en los costes de producción de electricidad y recibo
de la luz. Así, los costes adicionales, debido al CCS, en la producción de
electricidad oscilan entre 0.02 $/kWh y 0.04 $/kWh, lo cual podría representar una
subida del recibo de la luz de alrededor de 6 céntimos de dólar por kWh[6].
Por otra parte, según estudios recientes[11], el coste de capital de nuevas plantas
IGCC (2º cuarto de 2008) sin y con captura de CO2 se ha situado en los 2070 y
2970 €/kWe, respectivamente. El coste de generación de electricidad sin y con
captura de CO2 con una tasa de descuento del 10% se ha situado en los 0,084 y
0,114 €/kWh, respectivamente. Basados en las diferencias de los costes de plantas
IGCC sin y con captura de CO2, el coste de evitar las emisiones de CO2 se ha
situado en los 48 €/Tm CO2[11].
Costes futuros:
Los futuros costes de emisión de CO2 dependerán de qué tecnologías de captura,
transporte y almacenamiento se muestren más efectivas, del tamaño de los
mercados de CCS, de los precios de los combustibles, etc. La IEA estima[6] que
hacia el año 2030 el coste de CCS será de unos 35 USD/Tm, y los costes
adicionales en la producción de electricidad variarán entre 0.01 USD/kWh y 0.03
USD/kWh. Todo lo anterior queda resumido en la tabla 3.
Tabla 3.- Valores aproximados costes de captura y almacenamiento de CO2, así como incremento de costes de producción
de energía eléctrica en centrales con tecnología CCS[6].
A partir de estos resultados, la Agencia internacional de la Energía considera que
es necesario introducir un incentivo de 50 USD/Tm CO2 para poder propiciar la
introducción de la tecnología CCS en el sector energético[6]. Sin embargo, la
evolución de los precios de los derechos de emisión de CO2 para futuros en el
mercado European Climate Exchange nos muestra que nos encontramos aún muy
lejos de hacer la tecnología CCS atractiva para aplicar en la generación de energía
eléctrica.
De esta forma, si consideramos los últimos datos publicados por la IEA (2009)
sobre gramos de CO2 emitidos por kWh producido en centrales eléctricas de gas
natural, petróleo y carbón y los ajustamos al precio diario de los futuros de los
derechos de emisión de CO2[12] (figura 5), comprobaremos que, a partir de la caída
severa de los precios de dichos derechos en la segunda mitad de 2008, los precios
de los futuros no llegan a cubrir las estimaciones más bajas de costes de la
tecnología CCS, excepto para las centrales de carbón. También se comprueba que
si se mantuviera relativamente constante el precio actual en el mercado de futuros
9
de CO2, para la producción de energía eléctrica a partir del gas natural incluso en
el año 2030 será más rentable adquirir derechos de emisión que incorporar
tecnología CCS a sus centrales.
Figura 5.- Evolución de los sobrecostes de producción de energía eléctrica a partir de carbón, petróleo y gas
natural, considerando la evolución del mercado de futuros de derechos de emisión de CO2, y comparándolo con
las estimaciones actuales y costes futuros de la tecnología CCS realizados por la IEA (elaboración propia).
4.- Emisiones de CO2 y costes externos
La IEA[7] ofrece un estudio en el que muestra la cantidad de CO2 emitido,
capturado o evitado por plantas con distinta tecnología de producción de
electricidad (tabla 4). La planta de partida (baseline plant) es la que se utilizaría sin
tecnología CCS (aunque pudiera no tener la misma tecnología). En la tabla se
muestran tres tipos de planta de partida de producción de electricidad: la que
tiene la misma tecnología que la que utiliza CCS, la que utiliza fuel pulverizado (PF)
y la de ciclo combinado de gas natural (NGCC).
Se concluye que añadir tecnología CCS incrementa las emisiones de CO2 de las
plantas por kWh producido, dado que disminuye la eficiencia térmica (excepto en
algún caso en que la tecnología sustituida es tan vieja e ineficiente que se ve
compensada). Las tecnologías CCS de precombustión y postcombustión consiguen
capturar un 85% - 90% del CO2 emitido, mientras que las plantas de
oxicombustión alcanzan el 90% - 97%, aunque son valores aproximados. También
hay que considerar que cada tecnología produce CO2 de distinta pureza, por lo
que variaciones en pureza afectan a los valores de CO2 producidos.
10
Tabla 4.- Valores de CO2 emitidos, capturados y evitados para distintas tecnologías CCS en distintos tipos de plantas de
producción de energía eléctrica[7].
En relación a la emisión de otros gases, los mismos estudios señalan que las
emisiones de dióxido de azufre disminuirán, pero las emisiones de óxidos de
nitrógeno aumentarán, excepto para los procesos de oxicombustión[7]. También se
señala que en los procesos postcombustión aumentará la generación de residuos,
especialmente por la utilización de las aminas.
En cuanto a los costes externos que puede generar la tecnología CCS, no se ha
detectado hasta la fecha ningún estudio riguroso que pudiera ser trasladado a este
informe.
5.- Tendencias tecnológicas futuras
Precombustión:
En las investigaciones de los procesos de captura precombustión se trata,
principalmente, de reducir la gran cantidad de potencia adicional que se necesita
invertir en el proceso de captura previo a la combustión. Por tanto, el esfuerzo
principal se está centrando en investigar nuevas rutas en los diagramas de fase
termodinámicos correspondientes a la captura y posterior liberación del CO2.
También se trabaja en el desarrollo de membranas ultra-finas de alto flujo y gran
selectividad[13].
Postcombustión:
El principal desafío tecnológico en este campo está en la adaptación de alguna
gran central eléctrica de carbón existente para que use esta tecnología[7].
Además de lo anterior, se está centrando un gran esfuerzo en desarrollar
catalizadores más efectivos que sean estables a los contaminantes de los gases de
emisión, así como a las altas temperaturas, y que presenten un coste inferior a los
11
actuales basados en las MEA (monoetanolamina)[13]. Este esfuerzo no sólo se aplica
hacia los catalizadores, sino también a los productos químicos para la disolución y
absorción del CO2, a las membranas, a los materiales que reaccionan con el CO2 y
lo fijan permanentemente, etc.
Oxicombustión:
Esta opción es la que se está considerando con más futuro para su aplicación en el
sector industrial, específicamente en la industria cementera, pudiendo reducir los
costes de captura del CO2 a menos de la mitad en relación con el proceso
tecnológicamente más conocido, que es el postcombustión[11]. También se estudia
la forma de reducir los excedentes de oxígeno requeridos en el proceso e
identificar usos para los excedentes de nitrógeno[11]. La estrategia para hacer más
rentable esta tecnología requerirá el desarrollo de materiales avanzados que no se
deterioren a altas temperaturas en atmósferas ricas en oxígeno.
Bucle químico:
En esta tecnología se está tratando de que los procesos de carbonización se
apliquen sobre minerales de forma que el producto de la reacción genere material
sólido con valor añadido, como sílice con gran área superficial, óxidos de hierro y
carbonato magnésico, a la vez que se consigue un almacenamiento seguro y
duradero de CO2.
También se trata de que las nanoparticulas de óxido de hierro utilizadas puedan
servir para convertir gas de síntesis en hidrógeno de alta pureza, a la vez que se
captura CO2. Este proceso se considera especialmente para gas de síntesis
producido a partir de biomasa.
Por último, se están realizando muchos trabajos de simulación, para así estudiar la
dependencia de la eficiencia del proceso en relación con la temperatura de las
reacciones, flujo de gases y tamaño de partículas.
Otros aspectos de futuro:
Las tendencias tecnológicas futuras se establecen en función de los grandes
desafíos que el CCS tiene si pretende jugar en el futuro un papel significativo en
mitigar el cambio climático. En las tecnologías del CCS, el reto más importante
reside en un escalado en un factor de diez o más de las instalaciones, así como en
un gasto menor de energía sobre todo en los procesos de captura de CO2.
Por otro lado, dado que cuanto mayor sea la eficiencia de las centrales de energía
eléctrica, menor es el coste de captura y almacenamiento de CO2 por kWh
producido, se piensa que las nuevas centrales de ciclo combinado, utilizando
superaleaciones, turbinas de hidrógeno de alta temperatura, o técnicas más
eficientes de separación de CO2 pudieran producir el mismo coste de producción
de electricidad que las actuales centrales sin CCS[6].
Otro aspecto importante que se está estudiando es la adecuada ubicación de
instalaciones CCS en ámbitos industriales y la mejor forma de ser integradas[11].
12
Por último, ee está estudiando el almacenamiento de CO2 en las aguas de los
océanos y en la carbonatización mineral, lo que aún requiere una gran cantidad de
pruebas que permitan, principalmente, garantizar que no existen perjuicios
medioambientales, especialmente en el almacenamiento en océanos, ya que
podría incrementar el problema de la acidificación de los océanos[14], lo que ha
hecho que ya haya sido excluido como tecnología de futuro por la Unión
Europea[6]. Convertir el gas en sólido mediante reacciones químicas como la
carbonatización también plantea algunos importantes desafíos, como la gran
cantidad de reactivo necesario y encontrar lugares donde poder almacenar la gran
cantidad de producto de reacción generada.
6.- Highlights en preproducción 2008-2009
Existen en la actualidad varias plantas de captura y almacenamiento de CO2 en
funcionamiento, pero todas ellas, hasta las más grandes, se deben de considerar
plantas piloto. Esto se debe a que aún las denominadas en el presente “grandes
plantas”, las capaces de almacenar hasta 1Mt de CO2 por año, son en realidad
muy pequeñas en comparación a las que se necesitarán en el futuro, caso de que
se opte mayoritariamente por las tecnologías CCS para la disminución de los gases
de efecto invernadero.
La emisión de CO2 por las centrales de potencia e industrias es de alrededor de 10
Gt por año, es decir, unas diez mil veces mayor de lo que es capaz de capturar una
de las actualmente conocidas como “grandes plantas”. Una planta moderna que
utilice el carbón como combustible puede emitir alrededor de unas 6 Mt/año lo
que es más que todo el CO2 que se puede capturar por todas las plantas de CCS
que existen hoy en día (figura 2). Por tanto, para capturar un alto porcentaje de
CO2 se necesitaría disponer de unas infraestructuras que algunos han comparado
con el tamaño de las actuales de producción de petróleo y gas.
En este sentido, se pueden señalar los siguientes highlights en preproducción
acontecidos recientemente:
Entrada en funcionamiento de la central CCS de Snøhvit[6]:
Esta planta ha entrado en funcionamiento de forma regular en 2008[15]. Viene a
dar servicio al campo, situado en el mar de Barents y está operada por la empresa
noruega StatoilHydro. El campo produce gas con un contenido en CO2 mayor que
el permitido a nivel comercial, lo que hace atractiva esta tecnología. El CO2 es
separado del gas natural onshore, en las instalaciones de Hammerfest localizadas a
160 km del campo, donde 0,7 Mt/año de CO2 son comprimidas y transportadas de
vuelta para ser inyectadas a una profundidad de 2 600 m, por debajo de la zona
de producción de gas.
Entrada en funcionamiento de la primera central de producción de
electricidad integrada con CCS[16]:
La planta, de 30 MW, ha sido puesta en funcionamiento en Schwarze Pumpe en
septiembre de 2008 por la empresa Vattenfall, y tiene el objetivo de servir como
13
banco de pruebas para ser aplicada en centrales eléctricas de tamaño comercial
(250 – 350 MW). La central (figura 6) será probada durante 3 años, estimando un
período de operación de, al menos, 10 años. La planta utiliza carbón como
combustible, el cual se somete a combustión en una atmósfera que mezcla
oxígeno y CO2 recirculado que, además, contiene vapor de agua. El gas de
combustión es tratado para retirar el óxido de azufre, partículas y otros
contaminantes. Finalmente el agua es condensada y el CO2 es licuado e inyectado
bajo tierra. Se estima un almacenamiento de 0,1 Mt CO2 en 3 años[15].
Figura 6.- Esquema de la primera central de producción de electricidad integrada on tecnología CCS.
Entrada en funcionamiento de la mayor central de CCS a nivel mundial[17]:
A finales de 2009, en Erdos, en las planicies de la Mongolia Interior, entra en
funcionamiento la primera instalación china para captura y almacenamiento de
CO2. La central quema carbón para producir 3,6 Mt CO2/año, que es inyectado
para recuperar crudo con capacidad para producir 1 Mt/año de diésel y otros
derivados del petróleo. Las instalaciones son operadas por el mayor productor
chino de carbón, Shenhua Group y, por su capacidad, se convierte en la mayor
instalación CCS a nivel mundial.
7.- Highlights en innovación 2008 - 2009
CCS mediante nanotubos[18]:
La compañía Perifera acaba de anunciar que se encuentra desarrollando
membranas separadoras de de gases basadas en nanotubos, y espera que los
primeros prototipos se puedan aplicar de aquí a un año aproximadamente a la
separación del CO2. Estas membranas selectivas dejarán difundirse el CO2 mucho
más libremente (a velocidades 100 veces mayores que las membranas
convencionales), por lo que se necesitará emplear menos energía en los procesos
previos al de la compresión. También se está investigando en cómo hacer los
nanotubos aún más permeables adhiriendo a sus extremos moléculas que atraigan
químicamente al CO2 pero no a los otros gases. Esto ya se ha intentado con otras
membranas, pero las que han dado mejores resultados son las basadas en
nanotubos.
14
Sistemas metal-orgánicos como nuevos materiales para la captura de
CO2[19]:
Los sistemas metal-orgánicos (metal-organic frameworks) son redes cristalinas de
compuestos orgánicos y átomos metálicos, y tienen la ventaja de ofrecer una
enorme área superficial interna en las que las moléculas de CO2 son capturadas,
actuando como si fueran esponjas cristalinas. El metal utilizado en estas redes es
magnesio, el cual produce el entorno adecuado para enlazar el CO2. Lo más
interesante de este material es que consigue que el 87% del dióxido de carbono
pueda ser liberado a temperatura ambiente, pudiendo liberar el 13% restante
calentando a unos 75º C, lo que resulta muy por debajo de las temperaturas
actualmente requeridas para regenerar a los disolventes químicos convencionales.
Proyecto FutureGen: Aprobación definitiva en Junio 2009[20]:
Después de numerosos avatares durante los dos últimos años, la Administración
Obama anunció el 12 de junio de 2009 la aprobación y puesta en marcha del
Proyecto FutureGen. En el proyecto, cuyo principal socio es el Departamento de
Energía Americano, también está participado por una alianza de numerosas
grandes empresas de varios países. El proyecto pretende en un único lugar
(Mattoon, Illinois) construir una gran planta de producción de energía eléctrica
(275 MW), alimentada por carbón, provista de CCS para la eliminación casi total
de emisiones, que se almacenarán en un profundo acuífero cercano (figura 7). Esta
planta también producirá grandes cantidades de hidrógeno, lo cual ha motivado
que la Administración americana haya suspendido otros programas relacionados
con el hidrógeno. La técnica de gasificación del carbono que se empleará es la
denominada IGCC, con lo que la tecnología CCS utilizada será la de
precombustión.
Figura 7.- Esquema de la planta IGCC integrada con tecnología CCS, dentro del proyecto de la Alianza FuturGen.
8.- Estadísticas de publicaciones
Respecto a las publicaciones producidas en los últimos nueve años en relación a la
tecnología CCS (figura 8), se puede señalar que el volumen es pequeño en relación
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a otras tecnologías que tratan de desarrollar fuentes renovables, lo que puede ser
atribuido al importante desembolso económico que implica el desarrollo de
prototipos. Este pequeño volumen contrasta con las miles de publicaciones que se
vienen produciendo anualmente en los últimos años que tratan genéricamente la
actividad de captura y almacenamiento de CO2, pero más centradas en aspectos
económicos o de impacto medioambiental.
Figura 8.- Número de publicaciones científicas durante el período 2001-2009 para los distintos tipos de subtecnología CCS.
También hay que destacar que se aprecia una actividad ascendente en la
investigación de las tecnologías CCS, especialmente en los últimos dos años, lo
que puede ser atribuido, entre otras cosas, al establecimiento de los mercados de
derechos de emisión de CO2, los cuales han empezado a hacer efectiva la
repercusión económica de este tipo de emisiones en muchas e importantes
empresas.
Así, destaca la actividad en la tecnología de bucle químico, lo cual pudiera
sorprender, dado que es la tecnología menos desarrollada actualmente. Sin
embargo, este resultado podría explicarse considerando que la tecnología de bucle
químico muestra muchas vertientes atractivas para su desarrollo, a la vez que un
bajo coste de inversión para su investigación con respecto a las otras tecnologías.
A continuación se sitúa la tecnología de postcombustión como la generadora de
más actividad, lo que podría atribuirse al esfuerzo predominante existente en
lograr disminuir los costes energéticos del proceso utilizando nuevos tipos de
absorbedores químicos, lo que resulta muy atractivo desde el punto de vista
investigador.
La actividad en las tecnologías de precombustión y oxicombustión se muestra muy
escasa. Sin embargo, se detecta un crecimiento vertiginoso en los últimos dos años
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que, si se mantiene, puede colocar la actividad en estas tecnologías a la altura de
las de bucle químico y postcombustión.
9.- Referencias
1.- Statistics & Balances. IEA (2009).
2.- US Department of Commerce.
3.- IPCC Fourth Assessment Report: Climate Change 2007 (AR4). (2008).
4.- Key World Energy Statistics 2009. International Energy Agency.
5.- Carbon sequestration. Science 325 (2009) 1644-1645.
6.- “Energy Tecnhnology Perspectives 2008”. International Energy Agency.
7.- Capturing CO2. IEA Greenhouse Gas R&D Programme (2007).
8.- S. M. Benson y F. M: Orr, MRS Bulletin (2008).
9.- IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) (2005).
10.- “The future of coal”, Massachussets Institute Technology Press, Cambridge,
Massachusetts.
11.- Annual Review 2008. IEA Greenhouse Gas R+D Programme (2009).
12.- European Climate Exchange Market Data.
13.- US Department of Energy.
14.- Ocean Storage of CO2. IEA Greenhouse Gas R&D Programme (2002).
15.- G.T. Rochelle, Science 325 (2009) 1652.
16.- Vattenfal.
17.- “China grapples with a burning question”, Science 325 (2009) 1652.
18.- K. Bullis. “Carbon capture with nanotubes”. MIT Technology Review. 30Nov.-2009.
19.- D. Britt, H. Furukawa, B. Wang, T. G. Glover and O. M. Yaghi, Proceedings of
the National Academy of Science 106 (2009) 20637-20640.
20.- FutureGen Alliance. www.futuregenalliance.org/
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