El papel de la captura y almacenamiento de carbono en las operaciones de centrales de carbón

Las centrales eléctricas de carbón han suministrado una parte sustancial de la electricidad global durante más de un siglo. A pesar de su fiabilidad y densidad energética, estas instalaciones están entre las mayores fuentes estacionarias de emisiones de dióxido de carbono (CO2), un motor primario del cambio climático antropogénico. Como las naciones se esfuerzan por cumplir con objetivos de emisiones net-ceros, la cuestión no es si continúan utilizando carbón, sino cómo mitigar su impacto ambiental al asegurar la seguridad energética durante la transición.

Comprensión de la captura y el almacenamiento de carbono (CCS)

CCS es un conjunto de tecnologías diseñadas para capturar CO2 de fuentes de puntos industriales antes de entrar en la atmósfera, comprime y transporta, y luego inyectarla en formaciones geológicas profundas para el almacenamiento permanente. El concepto no es nuevo: la industria del petróleo y el gas ha inyectado CO2 en depósitos para la recuperación del petróleo mejorada (EOR) desde los años 70. Sin embargo, la aplicación a la generación de energía a escala comercial es más reciente.

Capture Technologies

El paso de captura es la fase más intensa y costosa del CCS. Tres métodos primarios se implementan o se están desarrollando:

  • ] Captura de combustión de polvo: Después de quemar carbón, el gas de la gripe se trata con un solvente químico —normalmente amínico— que absorbe CO2. Luego se calienta el solvente para liberar un flujo concentrado de CO2. Este método puede ser reequipado a plantas existentes sin mayores modificaciones al sistema de combustión.
  • Captura de precombustión: El carbón se gasifica para producir gas de síntesis (singas), una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono. El monóxido de carbono se reacciona con vapor para producir CO2 y más hidrógeno. El CO2 se separa antes de la combustión del hidrógeno. Este enfoque se utiliza a menudo en plantas de ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC).
  • Combustión de combustibles oxidados: El carbón se quema en una mezcla de oxígeno puro y gas de gripe reciclado, produciendo un gas de gripe que es mayormente CO2 y vapor de agua. El agua se condensa, dejando un flujo de CO2 altamente concentrado listo para la compresión. Este método evita la necesidad de disolventes químicos pero requiere una unidad de separación de aire.

Cada técnica tiene compensaciones en la penalización energética, el costo de capital y la madurez. La postcombustión es la más ampliamente demostrada a escala, con unidades que operan en centrales eléctricas en Canadá y Estados Unidos.

Transporte y almacenamiento

Una vez capturado, CO2 debe ser comprimido a una fase densa (normalmente por encima de 1.100 psi) y transportado a través de tuberías, naves o camiones a un sitio de almacenamiento adecuado. Las tuberías son las más económicas para grandes volúmenes sobre tierra. El CO2 se inyecta en formaciones geológicas profundas, generalmente a profundidades mayores de 800 metros, donde está atrapado por una combinación de mecanismos estructurales, residuales, solubilidad y de almacenamiento mineral.

  • Los depósitos de petróleo y gas desplegados: Estos han demostrado integridad de sellos e infraestructura existente, y la inyección se puede combinar con una mayor recuperación de petróleo (EOR) para compensar los costos.
  • Acuíferos salinos profundos: Formaciones rocosas porosas saturadas de salmuera, ofreciendo la mayor capacidad de almacenamiento mundialmente.
  • Sellos de carbón inminebles: El CO2 puede ser adsorbido sobre el carbón, desplazando el metano (recuperación de metano en el camarón).

La selección de sitios se rige por la caracterización geológica rigurosa, la vigilancia y la supervisión reglamentaria para garantizar la contención permanente. El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) ha llegado a la conclusión de que el CO2 almacenado en sitios bien seleccionados tiene una tasa de retención del 99% respecto de 1.000 años.

Beneficios de CCS en Operaciones de Planta de Energía de Coal

Profundas reducciones de las emisiones

El beneficio más directo de la CCS es la reducción drástica de las emisiones de CO2. Una planta de carbón supercrítica típica emite alrededor de 0,9–0,0 toneladas de CO2 por MWh. Con CCS, esto puede caer a 0,1–0,2 toneladas por MWh, dependiendo de la eficiencia de captura. Esto permite a las plantas de carbón cumplir con regulaciones de emisiones cada vez más estrictas y mecanismos de fijación de precios de carbono.

Preservando infraestructura y empleos existentes

Muchos países tienen grandes flotas de plantas de carbón construidas durante décadas, representando miles de millones de dólares en inversión y miles de empleos. La reacondicionamiento de la CCS permite que estos activos continúen operando al mismo tiempo evitando el choque económico de la jubilación prematura. Esto es particularmente relevante en regiones como China, India y Estados Unidos, donde el carbón todavía proporciona una parte significativa de la electricidad.

Apoyo a la fiabilidad de la red

Las plantas de carbón proporcionan energía de descarga base y pueden aumentar y bajar para equilibrar las fuentes renovables variables como el viento y el solar. Las plantas con CCS pueden funcionar de forma flexible, como lo demuestra Boundary Dam en Canadá, que ha ajustado la producción para satisfacer las necesidades de la red mientras capturan CO2. Esta sinergia con las renovables hace de CCS una tecnología de puente para la descarbonización profunda del sector eléctrico.

Productos de bajo carbono

El CO2 capturado puede utilizarse para fines comerciales, como la recuperación del petróleo, la producción de combustibles sintéticos, bebidas carbonatadas y materiales de construcción como el hormigón. Aunque los volúmenes de utilización son pequeños en comparación con las emisiones totales, proporciona una corriente de ingresos que mejora la economía del CCS.

Problemas que afectan al despliegue de los sistemas de seguridad nacional

Pérdida de la pena de energía y la eficiencia

La captura de CO2 requiere una energía significativa para la regeneración, compresión y equipo auxiliar de solventes. Esta penalización energética suele oscilar entre el 20% y el 30% de la producción de la planta, lo que significa que se debe quemar más carbón para producir la misma electricidad neta. Los avances en la química solvente, la integración del calor y el diseño del proceso están reduciendo gradualmente esta penalidad pero siguen siendo un obstáculo técnico básico.

Gastos de capital y funcionamiento superiores

El costo de CCS varía ampliamente por tipo de planta, método de captura y distancia de transporte. Para las plantas de carbón, los costos totales de captura, transporte y almacenamiento se calculan en $40–$80 por tonelada de CO2 evitado. Retrofitting una planta existente puede costar cientos de millones de dólares, y los costos operativos de la acumulación de solventes, mantenimiento y monitoreo añaden gastos continuos.

Almacenamiento de la disponibilidad y aceptación pública

No todas las regiones tienen una geología adecuada para el almacenamiento de CO2. Aunque la capacidad global es vasta, la caracterización local y la autorización pueden tardar años. La oposición pública a los oleoductos de CO2 y los pozos de inyección, impulsados por temores a fugas o sísmicas inducidas, ha estancado proyectos en algunas áreas.

Regulatory and Policy Gaps

Los proyectos de la CCS requieren marcos jurídicos claros para la responsabilidad a largo plazo, la propiedad pore-space y las obligaciones de vigilancia. Muchos países carecen de normas generales de la CCS, lo que crea incertidumbre para los inversores. Además, la fijación de precios de carbono inconsistentes reduce el caso de las empresas para su captura.

Proyectos CCS en el mundo real en centrales de carbón

Boundary Dam 3 (SaskPower, Canadá)

Comisariado en 2014, Boundary Dam Unit 3 fue el primer proyecto mundial de CCS post-combustión a gran escala en una planta de carbón. Captura aproximadamente 1 millón de toneladas de CO2 al año (90% de las emisiones de la unidad). El CO2 capturado se vende para EOR en el campo petrolero de Weyburn. El proyecto ha demostrado la viabilidad técnica de CCS pero ha enfrentado sobrecostos de costos y retos operativos, proporcionando valiosas lecciones para proyectos futuros.

Petra Nova (NRG Energy, USA)

Petra Nova fue un retrofit CCS post-combustión en una unidad de carbón cerca de Houston, Texas, capturando alrededor de 1,6 millones de toneladas de CO2 anualmente para EOR. Fue el mayor proyecto de este tipo en los EE.UU. y operado con éxito desde 2017 hasta ser mothballed en 2020 debido a los bajos precios del petróleo durante la pandemia COVID-19. Posteriormente fue reiniciado bajo nueva propiedad, destacando la sensibilidad del mercado de CCS.

Otras instalaciones de mesa

Varios proyectos en China, Europa y Oriente Medio se encuentran en varias etapas de desarrollo. La planta térmica Huaneng Beijing demostró una unidad de captura a pequeña escala, mientras que la central eléctrica Drax del Reino Unido ha realizado bioenergía a escala piloto con CCS (BECCS). El Instituto Global de CCS rastrea más de 30 instalaciones comerciales en todo el mundo, con muchos sectores industriales además del poder.

Políticas e incentivos económicos que conducen a la adopción del sistema de seguridad nacional

Carbono y Créditos

En jurisdicciones con precios de carbono sólidos, como el sistema de comercio de emisiones de la UE (EU ETS) y el programa de captura y comercio de California, los proyectos del CCS pueden ganar subsidios o créditos que mejoran su viabilidad financiera. Un precio de carbono de $50–100 por tonelada altera significativamente el análisis de beneficios de costo.

Sección 45Q Crédito Fiscal (Estados Unidos)

El Código de Impuestos Internos de los Estados Unidos proporciona un crédito fiscal por cada tonelada de CO2 capturado y almacenado geológicamente ($85 por tonelada para almacenamiento, $60 por tonelada para EOR bajo la Ley de Reducción de la Inflación de 2022). Esto ha estimulado una ola de anuncios de proyectos de CCS en los sectores de poder e industrial, haciendo de Estados Unidos un líder global en apoyo a la política de CCS.

Programas de concesión de subvenciones y demostración gubernamentales

Los gobiernos nacionales han financiado proyectos de demostración de CCS a través de programas como la Oficina de Gestión de Energía y Carbono del Departamento de Energía de EE.UU., el Fondo de Infraestructura de Capacidad de Carbono y Almacenamiento del Reino Unido y las iniciativas de innovación de bajo carbono de China, que cubren una parte de los costos de capital y desbloquean los despliegues de primera clase.

Perspectivas y desarrollos futuros

Reducción de costos mediante la innovación

La investigación en curso tiene como objetivo reducir la pena de energía y el costo de captura. Las tecnologías emergentes incluyen disolventes avanzados (por ejemplo, aminas de agua, sistemas de base en enzima), separación de membrana, captura criogénica y combustión de bucles químicos. El objetivo del DOE es reducir los costos de captura después de la combustión a $30 por tonelada de CO2 para 2035, descendiendo de los niveles actuales alrededor de $50–70.

Integración con Bioenergía (BECCS)

BECCS combina la combustión de biomasa con CCS, lo que da lugar a emisiones de CO2 netamente negativas, una opción crítica para compensar sectores de difícil acuar. Varias plantas de carbón están explorando la cofiing biomasa e instalando CCS, como Drax en el Reino Unido. Mientras que existen preocupaciones de sostenibilidad sobre el suministro de biomasa, BECCS se incluye en la mayoría de las vías del IPCC para limitar el calentamiento global a 1,5°C.

Capacidad de aire y almacenamiento directo (DACS)

Aunque no está directamente relacionado con las plantas de carbón, la tecnología DACS elimina CO2 del aire ambiente y lo almacena. Cuando se alimenta de energía limpia, puede compensar las emisiones residuales de las plantas de carbón u otras fuentes. Empresas como Climeworks y Carbon Engineering han construido unidades comerciales, aunque los costos siguen siendo altos ($200–$600 por tonelada).

Papel en una rejilla descarbonizada

A medida que se expanden las energías renovables, las plantas de carbón con CCS pueden funcionar de forma más flexible, aumentando cuando el solar y el viento son bajos, y reduciendo la producción durante alta generación renovable. Este modelo flexible de CCS se está poniendo a prueba en Boundary Dam y en proyectos piloto. Sin embargo, la competitividad a largo plazo dependerá de la continua reducción de costos en las fuentes renovables y el almacenamiento de energía, así como de la disponibilidad de créditos de carbono.

Conclusión

El almacenamiento de carbono no es una bala de plata para las emisiones de centrales de carbón, sino un componente necesario de vías realistas para las emisiones globales de cero. La tecnología se demuestra a escala, capaz de capturar el 90% o más de CO2 de la combustión de carbón. Permite el uso continuo de la infraestructura existente durante la transición energética, apoya la fiabilidad de la red y puede producir emisiones negativas cuando se combina con la biomasa.

Referencias externas: Para mayor lectura, vea el Instituto Global de la CCS, el Informe sobre la CCUS, U.S. DOE Carbon Capture Program], y [IPFLT] [