La captura y almacenamiento de carbono ( CCS ) es una tecnología que puede capturar dióxido de carbono CO
2emisiones producidas a partir de combustibles fósiles en la electricidad, procesos industriales que evitan que el CO2 entre a la atmósfera. La captura y el almacenamiento de carbono también se utilizan para secuestrar CO
2filtrado del gas natural de ciertos campos de gas natural. Mientras que normalmente el CO
2no tiene valor después de ser almacenado, Enhanced Oil Recovery usa CO
2 para aumentar el rendimiento de los campos petrolíferos en declive.
No hay proyectos de CCS a gran escala actualmente en funcionamiento en Australia, aunque el proyecto de gas Gorgon calificará cuando esté en pleno funcionamiento. A pesar de los múltiples proyectos de demostración de CCS en centrales eléctricas de carbón australianas , ninguna de las plantas de carbón de Australia captura actualmente CO
2o tener un marco de tiempo para hacerlo. El modelo del Tesoro australiano encuentra que no se espera que CCS sea comercialmente viable hasta la década de 2030. [1] El Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC) estima que el potencial económico de la CAC podría estar entre el 10% y el 55% del esfuerzo total de mitigación del carbono hasta 2100. [2]
En el presupuesto de 2017 , el Gobierno Turnbull anunció el cese de la emisiones bajas Tecnología Demostración Fondo en el ejercicio 2017 y el cese de la financiación caso de negocio para la captura y almacenamiento del programa Flagships en el ejercicio 2019. [3] Esto es en la parte superior del presupuesto de 2015 , donde el Gobierno de Abbott recortó $ 460 millones de los proyectos de investigación de CCS dejando $ 191,7 millones para continuar con los proyectos existentes durante los próximos siete años. El programa ya había sido recortado por el gobierno laborista anterior y gran parte de los fondos seguían sin asignarse. [4]
Desafíos
- El coste de la CAC hará que la electricidad de carbón sea más cara que la eólica [5]
- Posible fuga de depósitos subterráneos o submarinos
- La escasez de sitios potenciales y capacidad en comparación con los volúmenes de gases de efecto invernadero deben ser secuestrados de forma continua.
- Actualmente, la CCS requiere hasta un 30% más de carbón que las plantas convencionales para cubrir las necesidades energéticas de la CCS (aunque la I + D está mejorando rápidamente las eficiencias), y ese carbón adicional primero debe extraerse (lo que tiene efectos ambientales) y transportarse a la planta (lo que requiere energía)
- La infraestructura requerida llevaría años construir
- Emisiones de lluvia ácida -causando gases como óxidos de nitrógeno y óxidos de azufre de una planta que captura CO
2será hasta un 40 por ciento mayor que las emisiones totales de la cuna a la tumba de una planta moderna que no captura su CO
2debido al carbón extra quemado [6]
Transporte de CO
2
En Australia, los principales sitios de emisiones se encuentran en los valles Latrobe y Hunter . El valle de Latrobe tiene un potencial de almacenamiento considerable a unos pocos cientos de kilómetros en el estrecho de Bass que estaba investigando el proyecto CarbonNet (ver más abajo). No hay grandes perspectivas de almacenamiento particularmente prometedoras cerca de Hunter Valley. Las áreas geológicamente prospectivas incluyen la Plataforma Noroeste (ver el Proyecto Gorgon a continuación) y el Estrecho de Bass. Australia tiene cuencas muy extensas con formaciones salinas profundas, tanto en tierra como en alta mar, en las que se pueden disolver grandes cantidades de dióxido de carbono. En tales formaciones, Australia tiene un recurso potencial de almacenamiento de dióxido de carbono equivalente a muchos cientos de años de emisiones al ritmo actual. Ahora se está trabajando para evaluar completamente el potencial de almacenamiento. [7]
Participación del gobierno
En noviembre de 2008, el Gobierno de la Commonwealth de Australia aprobó la Ley de 2008 de la Enmienda del Petróleo Marítimo (Almacenamiento de Gases de Efecto Invernadero), que proporciona un marco regulatorio para el almacenamiento de dióxido de carbono en aguas marinas federales.
La Ley Victoriana de Secuestro Geológico de Gases de Efecto Invernadero de 2008 (No. 61 de 2008) recibió la Aprobación Real el 5 de noviembre de 2008. Proporciona un marco legal específico que permite la inyección en tierra y el almacenamiento permanente de sustancias de gases de efecto invernadero. El gobierno estatal también ha desarrollado un marco regulatorio para los sitios de almacenamiento en alta mar (es decir, aquellos sitios que se encuentran dentro de la extensión de 3 millas náuticas de la jurisdicción estatal; la Ley de Almacenamiento de Petróleo y Gas de Efecto Invernadero en Alta Mar de 2010. [8]
Tanto el gobierno estatal como el federal de Australia han contribuido de manera importante a la investigación y el desarrollo de CCS. Las iniciativas de CCS del gobierno federal incluyen el CO2CRC (fundado en 2003), el Fondo de demostración de tecnología de bajas emisiones (2004-2017), la financiación de la Asociación Asia-Pacífico para el desarrollo limpio y el clima (2006-2011, renovables, CCS y otros), National Low Emissions Coal Initiative (fundada en 2008), Global CCS Institute (fundada en 2009), Carbon Capture and Storage Flagships (2009-2019), Carbon Capture and Storage Research Development and Demonstration Fund (2015-2016) y el Plan Nacional de Infraestructura de CO2 operado por Geociencia Australia (2012-2016). [9]
Los compromisos de financiamiento federal para estas iniciativas ascienden a $ 3.5-3.6 mil millones, de los cuales $ 1.3- $ 1.6 mil millones se han comprometido o se espera que se comprometan. [10]
En febrero de 2017, el primer ministro Malcolm Turnbull dijo: [11]
Hemos invertido $ 590 millones desde 2009 en investigación y demostración de tecnología de carbón limpio y, sin embargo, no tenemos una central eléctrica moderna de carbón de alta eficiencia y bajas emisiones, y mucho menos una con captura y almacenamiento de carbono.
En abril de 2018, una investigación parlamentaria escuchó a los investigadores de energía que la captura y almacenamiento de carbono requiere un precio sobre el carbono para ser viable. [12]
Proyectos comerciales en operación
No hay proyectos comerciales de CAC a gran escala en Australia. El Global CCS Institute define "gran escala" como 400.000 toneladas de CO
2por año, o 800.000 toneladas por año para una planta de carbón. [13] Anteriormente utilizaba un umbral de un millón de toneladas por año. [14]
Los proyectos de demostración y propuestos y los proyectos en construcción se enumeran a continuación con breves descripciones.
Proyectos de demostración
Proyecto CO2CRC Otway
El proyecto CO2CRC Otway en Western Victoria es un proyecto de demostración que ha inyectado y almacenado más de 65.000 toneladas de dióxido de carbono en un depósito de gas natural agotado a 2 km por debajo de la superficie de la Tierra. El proyecto se propuso por primera vez a la Junta del entonces Centro Australiano de Investigaciones Cooperativas del Petróleo (APCRC) en marzo de 1998. [15] No ha habido indicios de fugas según un programa integral de vigilancia y verificación. Una mezcla de dióxido de carbono y gas metano se extrae de un pozo en el campo Bathurst, luego se comprime y se transporta a través de una tubería dedicada al campo Naylor a dos kilómetros de distancia. Luego, los gases se inyectan en el depósito de gas agotado a través de un pozo de inyección dedicado. Se utiliza un pozo cercano (anteriormente utilizado para producir gas natural) para monitorear el dióxido de carbono inyectado. Una segunda etapa del proyecto, que involucra la evaluación del almacenamiento de dióxido de carbono en formaciones salinas profundas, ha tenido un gran éxito y ha proporcionado datos sobre la estimación de la capacidad de almacenamiento de CO2 mediante una innovadora prueba de un solo pozo. El proyecto es la primera demostración de geosecuestración de Australia y uno de los proyectos de investigación de geosecuestración más grandes del mundo. [16] Esta área tiene exploración activa de recursos geotérmicos y petroleros y ha sido apoyada por trabajos geotécnicos completados por el sector público y el sector privado.
Proyectos de captura de postcombustión en el Valle de Latrobe
El Proyecto de captura de postcombustión de Latrobe Valley fue una colaboración conjunta entre Loy Yang Power, International Power Hazelwood, el gobierno y los investigadores de Energy Transformed Flagship y CO2CRC de CSIRO (incluidas las universidades de Monash y Melbourne), que involucró investigaciones en las centrales eléctricas de Loy Yang y Hazelwood. La planta piloto de 10,5 metros de altura en Loy Yang fue diseñada para capturar hasta 1.000 toneladas de CO
2por año de los conductos de gases de escape de la central. Se esperaba que los ensayos futuros involucraran el uso de una variedad de CO diferentes
2-Captura de líquidos. El 9 de julio de 2008, el Dr. David Brockway, Jefe de Tecnología Energética de CSIRO, anunció que el dióxido de carbono ( CO
2) habían sido capturados de los gases de combustión de la central eléctrica en una planta piloto de captura posterior a la combustión (PCC) en la central eléctrica Loy Yang en el valle Latrobe de Victoria. El propósito de la planta piloto es realizar investigación, no capturar todas las emisiones de la central. [17]
Otros proyectos gubernamentales en esta área condujeron a muchos estudios geotécnicos que revisan la migración de gases y líquidos, trampas y fugas. Si bien el área de Gippsland se ha descrito como un margen de cuenca, esto es algo vago. El área define un cinturón de plegado importante en tierra y en alta mar. El riesgo clave de la inyección de CO
2en el área es la capacidad de mantener el gas en el suelo. El gobierno y las empresas privadas han completado múltiples estudios regionales y locales sobre el área. [18]
En 2016, se anunció el Proyecto de Post-combustión PICA. Se trata de una colaboración conjunta entre CSIRO , IHI Corporation (proveedor de tecnología japonés) y AGL . Utilizará una planta piloto para probar CO
2-captura de líquidos durante un período de dos años. [19]
El proyecto de captura de CO2CRC / HRL Mulgrave
CO2CRC encargó tres plataformas de investigación de captura de dióxido de carbono en las instalaciones de investigación de gasificadores de HRL en Mulgrave en Melbourne, Victoria. Los equipos de CO2CRC capturaron dióxido de carbono del gas de síntesis , el producto del gasificador de lignito, utilizando tecnologías de solventes, membranas y adsorbentes. Las tecnologías de captura son igualmente aplicables al gas de síntesis de carbón negro y carbón negro, gas o combustibles de biomasa. Durante el proyecto, los investigadores evaluaron la eficiencia y la rentabilidad de cada tecnología. Las tecnologías de gasificación avanzadas son muy adecuadas para la captura de dióxido de carbono para CCS, ya que producen una corriente concentrada de dióxido de carbono. [20]
Proyecto de investigación y desarrollo de transportadores de combustible líquido
El proyecto de CO2 a combustible líquido propone una tecnología revolucionaria para la conversión de energía solar en combustibles líquidos. Tanto el calor solar como la electricidad solar fotovoltaica se utilizarán para impulsar un dispositivo electrolizador de óxido sólido para la producción de hidrógeno y gas de síntesis que luego se pueden convertir in situ en combustibles líquidos transportables que permiten la exportación y el almacenamiento de energía a gran escala. [21] [22]
Proyectos propuestos
Campo de gas Gorgon, Barrow Island
Este proyecto liderado por Chevron estará diseñado para capturar 3,5 Mt de dióxido de carbono por año de los campos de gas de Greater Gorgon y almacenarlo en la formación Dupuy debajo de la isla Barrow. El proyecto será la operación de secuestro de dióxido de carbono más grande del mundo. [23] Chevron es responsable de las fugas y otros daños durante la vida del proyecto y durante los 15 años posteriores, [24] pero en 2009 los gobiernos estatal y federal acordaron indemnizar a Chevron contra la responsabilidad por el proyecto después de ese tiempo, [25] con el Commonwealth en 2015 confirmando que adoptaría el 80% del pasivo y WA el 20% restante. [26]
Cuando comenzó la construcción del proyecto en 2009, se esperaba que estuviera terminado en 2014 [27] , incluida la captura y almacenamiento de carbono. [28] El proyecto finalmente comenzó a extraer gas en febrero de 2017, pero la captura y el almacenamiento de carbono se retrasaron varias veces. Un retraso hasta marzo de 2019 [29] dio lugar a otros cinco millones de toneladas de CO
2 ser liberado, porque:
Un informe de Chevron al gobierno estatal publicado ayer dijo que los controles de puesta en marcha de este año encontraron válvulas con fugas, válvulas que podrían corroerse y un exceso de agua en la tubería desde la planta de GNL a los pozos de inyección que podrían corroer la tubería. [30]
En mayo de 2018, la Autoridad de Protección Ambiental de WA anunció una investigación sobre si Gorgon podría cumplir con sus compromisos de almacenamiento dados los retrasos. [31] En marzo de 2019, Chevron anunció que la captura y el almacenamiento de carbono se retrasaron otros nueve meses, lo que daría lugar a la liberación de otros 7,9 a 11,1 millones de toneladas de CO2. [32]
WWF afirma que el proyecto de geosecuestración de Gorgon es potencialmente inseguro ya que el área tiene más de 700 pozos perforados en el área, 50 de los cuales llegan al área propuesta para la geoseguridad de CO
2. Las líneas de falla agravan los problemas. Barrow Island es también una reserva natural de clase A de importancia mundial. [33]
Proyecto de cadena de suministro de energía de hidrógeno
En abril de 2018, los gobiernos federales y victorianos anunciaron un proyecto de lignito a hidrógeno que operaría de AGL Energy 's Loy Yang Una central eléctrica. Se espera que la construcción comience en 2019 y la producción de hidrógeno en 2020 o 2021. [34]
El programa piloto no incluirá la captura y el almacenamiento de carbono, [35] pero se espera si el proyecto se amplía, y el proponente Kawasaki Heavy Industries dice que la tecnología de carbón a hidrógeno no es comercial sin ella. [36]
El proyecto CarbonNet
CarbonNet fue establecida por el gobierno de Victoria en 2009 para investigar el potencial de establecer una red de captura y almacenamiento de carbono de clase mundial, a gran escala y multiusuario en Victoria. [37] En 2012, el gobierno australiano seleccionó a CarbonNet como uno de los dos únicos proyectos emblemáticos de CAC en el marco de su Iniciativa de Energía Limpia y, con el estado de Victoria, otorgó al proyecto otros 100 millones de dólares en financiación conjunta para emprender la viabilidad. El Global CCS Institute proporcionó $ 2,3 millones en apoyo.
En 2016 se informó que "cuando Australia derogó el precio del carbono, el proyecto no avanzó", [38] pero en enero de 2018 el proyecto estaba realizando un estudio sísmico de 17 días de antiguos pozos de petróleo en la cuenca de Gippsland . [39]
Proyectos completados
Proyecto Callide Oxyfuel, Queensland
El Proyecto Callide Oxyfuel fue la demostración de oxicombustible más grande del mundo cuando completó su fase de demostración en marzo de 2015. Demostró la captura de carbono mediante la combustión de oxicombustible , pero no intentó el almacenamiento de carbono. La tecnología de oxicombustible permite que el carbón se queme de manera eficiente en oxígeno (en lugar de aire como en una central eléctrica convencional), reduciendo las emisiones y produciendo dióxido de carbono en una forma más concentrada, lo que permite su almacenamiento y extracción. [40]
La caldera Oxyfuel funcionó durante dos años y nueve meses, más allá de la duración prevista del proyecto, y logró una captura de 75 toneladas de CO
2por día (27.300 toneladas por año). El equipo del proyecto evaluó ocho sitios potenciales de almacenamiento de carbono, pero estos no eran adecuados debido a su ubicación, disponibilidad y perfil geológico. [41]
Al capturar el CO 2 producido por la combustión del carbón de alimentación, que de otro modo se liberaría a la atmósfera, el proyecto demostró que, utilizando la tecnología de captura de carbono, se podrían realizar recortes profundos en las emisiones de las centrales eléctricas para ayudar a ralentizar el proceso de cambio climático. mantener el uso de combustibles fósiles como principales fuentes de energía. [42]
El proyecto fue una sociedad conjunta formada por CS Energy , ACA Low Emissions Technologies (ACALET) (ahora llamado COAL21 ), Glencore , Schlumberger Carbon Services y los participantes japoneses J-Power , Mitsui & Co., Ltd [43] e IHI Corporation . El proyecto recibió $ 63 millones del Gobierno de la Commonwealth en el marco del Fondo de demostración de tecnología de bajas emisiones y recibió apoyo financiero adicional de ACALET y los gobiernos de Japón y Queensland, y apoyo técnico de JCOAL. La inversión total en el proyecto, que cubre obras de capital y operaciones y mantenimiento fue de $ 250 millones. Era un proyecto de la Asociación Asia-Pacífico sobre Desarrollo Limpio y Clima . [44]
El Proyecto Callide Oxyfuel demostró la producción de electricidad a partir de carbón casi sin emisiones de la central eléctrica a la atmósfera al capturar una parte importante del gas de combustión CO 2 como gas licuado y otros gases residuales como óxidos de nitrógeno (NOx), óxidos de azufre (SOx) y metales pesados en forma de condensado. El proyecto involucró las siguientes tecnologías y actividades clave:
- combustión de oxicombustible de carbón para lograr una reducción del 60% al 70% en el volumen real de gas de combustión y un aumento proporcional de la concentración de CO 2 , desde alrededor del 20% hasta alrededor del 80%. Para una central eléctrica de nueva construcción, se cree que su valor aumentaría aún más a alrededor del 95%.
- separación criogénica y recuperación de CO 2 de grado industrial de la corriente de gas de combustión de la central eléctrica, que podría utilizarse parcialmente en la industria o potencialmente en la recuperación mejorada de petróleo (EOR), lo que ayuda a maximizar la producción de petróleo de un pozo de petróleo.
- evaluación de la capacidad de almacenamiento de CO 2 en Queensland y pruebas de inyección de Callide Oxyfuel CO 2 .
El proyecto demostró más de 10,000 horas de oxicombustión y más de 5,000 horas de captura de carbono. [42] [45]
El Proyecto Callide Oxyfuel demostró que se puede aplicar nueva tecnología a una antigua central eléctrica para producir electricidad más limpia. Construida en la década de 1960, la central eléctrica Callide A cerca de Biloela en el centro de Queensland fue elegida como lugar de demostración del proyecto. La modernización de la central eléctrica Callide A con tecnología de oxicombustible representó una forma rentable y de bajo riesgo de demostrar la tecnología de carbón limpio a escala industrial, y representó una nueva etapa en la historia de la central.
En 2017, Martin Moore, director ejecutivo del proponente del proyecto CS Energy, dijo sobre el proyecto Callide: [46]
Demostramos que tecnológicamente es posible adaptar [CCS] a plantas de carbón existentes, pero comercialmente, las cifras no se acumulan ... Es poco probable que haya [una operación comercial de CCS en Australia], creo que la tecnología puede muy bien ser pasado por alto ... simplemente por la economía. … Si pudieras descarbonizar el carbón capturando y secuestrando las emisiones, entonces tendrías carbón limpio. Suena fácil si lo dice lo suficientemente rápido, pero no es tan simple.
Planta de captura de carbono de International Power, Victoria (Hazelwood 2030)
Una planta de captura de postcombustión operada en la central eléctrica de International Power GDF Suez Hazelwood en Hazelwood .
Cuando se anunció en 2007, el proyecto se planeó originalmente como un reacondicionamiento de una de las ocho unidades generadoras de Hazelwood, lo que habría reducido su intensidad de emisiones en un 20% (500.000 toneladas por año). Se le ofreció una subvención del gobierno federal de $ 50 millones del Fondo de Desarrollo de Tecnología de Baja Emisión y una subvención del gobierno victoriano de $ 30 millones de la Estrategia de Innovación de Tecnología Energética. [47]
Se completó un programa piloto con un objetivo de captura más modesto. La planta de captura de solventes costó $ 10 millones (incluidas las subvenciones de los gobiernos estatal y federal) y comenzó a operar en 2009, capturando y secuestrando CO químicamente.
2a una tasa nominal de 10.000 toneladas por año. [48]
La central eléctrica de Hazelwood cerró en marzo de 2017.
Proyectos retrasados
Monash de carbón a líquidos
El 2 de diciembre de 2008, Shell y Anglo American anunciaron que este posible proyecto de carbón marrón en el Valle de Latrobe no se llevará a cabo en la actualidad. Lo han descrito como una oportunidad "a largo plazo". [49]
Se planeó que el proyecto planeado tuviera algo de CCS, almacenando el gas capturado en los campos petroleros costa afuera agotados en la Cuenca de Gippsland en el este del Estrecho de Bass . [50]
Proyectos cancelados
Planta de carbón a gas de BP Kwinana (WA)
Una planta de carbón a gas propuesta de $ 2 mil millones de "energía de hidrógeno" no funcionará porque las formaciones geológicas frente a Perth, que estaban destinadas a secuestrar el CO
2, contienen "chimeneas" de gas que "significan que es casi imposible establecer un sello en los estratos que podría contener el CO2". [51]
Central eléctrica Zerogen
Se propone que el proyecto de la estación de energía Zerogen cerca de la estación de energía de Stanwell en Queensland sea una estación de energía de "ciclo combinado de gasificación integrada" de 100 MW con CCS. [52] A finales de 2010, el gobierno de Queensland anunció que no financiaría el proyecto Zerogen porque no era económicamente viable y que sería vendido. [53]
Proyecto Fairview
El Proyecto Fairview, cerca de Roma en el suroeste de Queensland , tenía la intención de capturar 1/3 de la CO
2emisiones de una central eléctrica de gas metano de veta de carbón de 100 MW. En 2006 fue seleccionado para recibir financiación del gobierno federal, [54] pero en septiembre de 2017 no aparece en la lista de proyectos del Global CCS Institute . [55]
Ver también
- La minería del carbón en Australia
- Comercio de emisiones
- Objetivos obligatorios de energía renovable
- Mitigación del calentamiento global en Australia
- Comercialización de energías renovables en Australia
Referencias
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Esto refleja una serie de medidas de terminación, incluido el cese del Fondo de demostración de tecnología de bajas emisiones y el Paquete de apoyo tecnológico para la reducción de la minería del carbón en 2016-17, y el cese de la financiación para el desarrollo de un caso de negocio detallado para la Instalación Nacional de Gestión de Residuos Radiactivos. y programas emblemáticos de captura y almacenamiento de carbono en 2018-19.
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