La captura y almacenamiento de carbono ( CAC ) o la captura y secuestro de carbono [2] es el proceso de captura de dióxido de carbono ( CO
2) antes de entrar en la atmósfera, transportarla y almacenarla durante siglos o milenios. Por lo general, el CO
2se captura de grandes fuentes puntuales , como una planta química o una planta de energía de biomasa , y luego se almacena en una formación geológica subterránea . El objetivo es prevenir la liberación de CO
2de la industria pesada con la intención de mitigar los efectos del cambio climático . [3] Aunque CO
2se ha inyectado en formaciones geológicas durante varias décadas para diversos fines, incluida la recuperación mejorada de petróleo , el almacenamiento a largo plazo de CO
2 es un concepto relativamente nuevo.
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2secuestro. Se han implementado más del 75% de los proyectos de procesamiento de gas propuestos, con cifras correspondientes para otros proyectos industriales y proyectos de plantas de energía de alrededor del 60% y 10%, respectivamente. [1]
CO
2puede capturarse directamente de una fuente industrial, como un horno de cemento , utilizando una variedad de tecnologías; incluyendo absorción , adsorción , bucle químico , separación de gas de membrana o hidratación de gas . [4] [5] A partir de 2020 [actualizar], alrededor de una milésima parte del CO2 global
2las emisiones son capturadas por CCS. La mayoría de los proyectos son industriales. [6]
Es posible que la CCS, cuando se alimenta con biomasa , genere emisiones negativas netas. [7]
Almacenamiento del CO
2está previsto en formaciones geológicas profundas o en forma de carbonatos minerales . También se está investigando la captura y almacenamiento de carbono pirogénico (PyCCS). [8] Las formaciones geológicas se consideran actualmente los sitios de secuestro más prometedores. El Laboratorio Nacional de Tecnología de Energía de EE. UU. (NETL) informó que América del Norte tiene suficiente capacidad de almacenamiento para más de 900 años de CO
2a las tasas de producción actuales. [9] Un problema general es que las predicciones a largo plazo sobre la seguridad del almacenamiento submarino o subterráneo son muy difíciles e inciertas, y todavía existe el riesgo de que algunas emisiones de CO
2podría filtrarse a la atmósfera. [10]
Capturar
Capturando CO
2es más rentable en fuentes puntuales, como grandes instalaciones de energía a base de carbono, industrias con importantes emisiones de CO
2emisiones (por ejemplo, producción de cemento, fabricación de acero [11] ), procesamiento de gas natural , plantas de combustibles sintéticos y plantas de producción de hidrógeno a base de combustibles fósiles . Extrayendo CO
2del aire es posible, [12] aunque la menor concentración de CO
2en el aire en comparación con las fuentes de combustión complica la ingeniería y, por lo tanto, encarece el proceso. [13]
Impurezas en CO
2Los arroyos, como el azufre y el agua, pueden tener un efecto significativo en su comportamiento de fase y podrían representar una amenaza significativa de aumento de la corrosión de las tuberías y los pozos. En casos donde CO
2Si existen impurezas, especialmente con la captura de aire, se necesita un proceso de separación por lavado para limpiar inicialmente los gases de combustión . [14] Es posible capturar aproximadamente el 65% del CO
2incrustado en él y secuestrarlo en una forma sólida. [15]
En términos generales, existen tres tecnologías diferentes: postcombustión, precombustión y combustión de oxicombustible:
- En la captura de postcombustión , el CO
2se elimina después de la combustión del combustible fósil; este es el esquema que se aplicaría a las centrales eléctricas de combustibles fósiles. CO
2se captura de los gases de combustión en las centrales eléctricas u otras fuentes puntuales. La tecnología es bien conocida y actualmente se usa en otras aplicaciones industriales, aunque a menor escala que la requerida en una estación a escala comercial. La captura posterior a la combustión es más popular en la investigación porque las plantas de energía de combustibles fósiles se pueden adaptar para incluir la tecnología CCS en esta configuración. [dieciséis] - La tecnología de precombustión se aplica ampliamente en fertilizantes, químicos, combustibles gaseosos (H 2 , CH 4 ) y producción de energía. [17] En estos casos, el combustible fósil se oxida parcialmente, por ejemplo, en un gasificador . El CO de los resultantes de gas de síntesis (CO y H 2 reacciona) con vapor añadido (H 2 O) y se desplaza en CO
2y H 2 . El CO resultante
2puede capturarse a partir de una corriente de escape relativamente pura. El H 2 puede ser utilizado como combustible; el CO
2se elimina antes de la combustión. Se aplican varias ventajas y desventajas frente a la captura de postcombustión. [18] [19] El CO
2se elimina después de la combustión, pero antes de que el gas de combustión se expanda a la presión atmosférica. La captura antes de la expansión, es decir, a partir de gas presurizado, es estándar en casi todos los CO industriales.
2procesos de captura, a la misma escala que se requiere para las centrales eléctricas. [20] [21] - En la combustión de oxicombustible [22], el combustible se quema en oxígeno puro en lugar de aire. Para limitar las temperaturas de llama resultantes a niveles comunes durante la combustión convencional, el gas de combustión enfriado se recircula y se inyecta en la cámara de combustión. El gas de combustión se compone principalmente de CO
2y vapor de agua, el último de los cuales se condensa mediante enfriamiento. El resultado es un CO casi puro
2Arroyo. Los procesos de las centrales eléctricas basados en la combustión de oxicombustible a veces se denominan ciclos de "emisión cero", porque el CO
2almacenado no es una fracción extraída de la corriente de gases de combustión (como en los casos de captura previa y posterior a la combustión), sino la propia corriente de gases de combustión. Una cierta fracción del CO
2inevitablemente terminan en el agua condensada. Para garantizar la etiqueta "emisión cero", el agua tendría que ser tratada o eliminada de forma adecuada.
Tecnologías de separación
Las principales tecnologías propuestas para la captura de carbono son: [4] [23] [24]
- Membrana
- Combustión de oxicombustible
- Absorción
- Absorción multifase
- Adsorción
- Combustión en bucle químico
- Bucle de calcio
- Criogénico
La absorción o depuración de carbono con aminas es la tecnología de captura dominante. Es la única tecnología de captura de carbono hasta ahora que se ha utilizado industrialmente. [25]
CO
2Se adsorbe a un MOF ( estructura metal-orgánica ) a través de fisisorción o quimisorción basada en la porosidad y selectividad del MOF dejando un CO
2corriente de gas pobre. [26] El CO
2luego se quita el MOF mediante adsorción por cambio de temperatura (TSA) o adsorción por cambio de presión (PSA) para que el MOF se pueda reutilizar. Los adsorbentes y absorbentes requieren pasos de regeneración donde el CO
2se retira del sorbente o la solución que lo recogió del gas de combustión para que el sorbente o la solución se reutilice. Soluciones de monoetanolamina (MEA), la principal amina para la captura de CO
2, tienen una capacidad calorífica de entre 3 y 4 J / g K ya que en su mayoría son agua. [27] [28] Las capacidades de calor más altas se suman a la penalización de energía en el paso de regeneración del solvente. Por tanto, para optimizar un MOF para la captura de carbono, se desean bajas capacidades caloríficas y calores de adsorción. Además, es deseable una alta capacidad de trabajo y una alta selectividad para capturar la mayor cantidad de CO
2como sea posible. Sin embargo, una compensación energética complica la selectividad y el gasto energético. [29] Como la cantidad de CO
2los aumentos capturados, la energía y, por lo tanto, el costo, necesarios para regenerar aumentan. Un inconveniente de MOF / CCS es la limitación impuesta por su estabilidad química y térmica. [16] La investigación está intentando optimizar las propiedades de MOF para CCS. Los depósitos de metal son otro factor limitante. [30]
Aproximadamente dos tercios del costo de CCS se atribuyen a la captura, lo que la convierte en el límite para la implementación de CCS. La optimización de la captura aumentaría significativamente la viabilidad de la CAC, ya que los pasos de transporte y almacenamiento de la CAC son bastante maduros. [31]
Un método alternativo es la combustión en bucle químico (CLC). El bucle utiliza un óxido metálico como portador de oxígeno sólido. Las partículas de óxido metálico reaccionan con un combustible sólido, líquido o gaseoso en una cámara de combustión de lecho fluidizado , produciendo partículas metálicas sólidas y una mezcla de CO
2y vapor de agua. El vapor de agua se condensa, dejando CO puro.
2, que luego puede ser secuestrado. Las partículas de metal sólido se hacen circular a otro lecho fluidizado donde reaccionan con el aire, produciendo calor y regenerando partículas de óxido de metal para regresar a la cámara de combustión. Una variante del bucle químico es el bucle de calcio , que utiliza la carbonatación alterna y luego la calcinación de un portador a base de óxido de calcio . [32]
CCS podría reducir el CO
2emisiones de chimeneas en un 85-90% o más, pero no tiene un efecto neto sobre el CO
2emisiones debidas a la minería y transporte de carbón. En realidad, "aumentará esas emisiones y de contaminantes del aire por unidad de energía neta entregada y aumentará todos los impactos ecológicos, de uso de la tierra, de contaminación del aire y del agua de la minería, el transporte y el procesamiento del carbón, porque la CAC requiere un 25%". más energía, por lo tanto, un 25% más de combustión de carbón que un sistema sin CCS ". [33]
Un estudio de 2019 encontró que las plantas de CCS son menos efectivas que la electricidad renovable. Se estimaron las proporciones de energía eléctrica devuelta en energía invertida (EROEI) de ambos métodos de producción, teniendo en cuenta sus costos de energía operativos y de infraestructura. La producción de electricidad renovable incluyó energía solar y eólica con suficiente almacenamiento de energía, además de producción de electricidad distribuible. Por lo tanto, sería preferible una rápida expansión de la electricidad renovable escalable y el almacenamiento a los combustibles fósiles con CCS. El estudio no consideró si ambas opciones podrían llevarse a cabo en paralelo. [34]
En 2021, High Hopes propuso el uso de globos de gran altitud para capturar CO
2criogénicamente, usando hidrógeno para bajar la atmósfera ya de baja temperatura lo suficiente como para producir hielo seco que se devuelve a la tierra para su secuestro. [35]
En la tecnología de desplazamiento de gas de agua mejorada por sorción (SEWGS), se combina un proceso de captura de carbono de precombustión, basado en la adsorción de sólidos, con la reacción de desplazamiento de gas de agua (WGS) para producir una corriente de hidrógeno a alta presión. [36] La corriente de CO 2 producida puede almacenarse o utilizarse para otros procesos industriales. [37]
Transporte
Después de la captura, el CO
2deben transportarse a lugares de almacenamiento adecuados. Los oleoductos son la forma de transporte más barata. Los barcos se pueden utilizar donde los gasoductos no son viables, y para distancias suficientemente largas, los barcos pueden ser más baratos que un gasoducto. [38] Estos métodos se utilizan para transportar CO
2para otras aplicaciones. Los camiones cisterna y ferroviarios cuestan aproximadamente el doble que las tuberías o los barcos. [38]
Por ejemplo, aproximadamente 5.800 km de CO
2gasoductos operados en los EE. UU. en 2008, y un gasoducto de 160 km en Noruega, [39] utilizado para transportar CO
2a sitios de producción de petróleo donde se inyecta en campos más antiguos para extraer petróleo. Esta inyección se llama recuperación mejorada de petróleo . Se están desarrollando programas piloto para probar el almacenamiento a largo plazo en formaciones geológicas que no producen petróleo. En el Reino Unido, la Oficina Parlamentaria de Ciencia y Tecnología concibe los gasoductos como el principal transporte del Reino Unido. [39]
Secuestro
Se han concebido varios enfoques para el almacenamiento permanente. Estos incluyen el almacenamiento de gases en formaciones geológicas profundas (incluidas las formaciones salinas y los campos de gas agotados) y el almacenamiento de sólidos por reacción de CO
2con óxidos metálicos para producir carbonatos estables . Una vez se sugirió que CO
2podría almacenarse en los océanos, pero esto exacerbaría la acidificación de los océanos y fue prohibido por las convenciones de Londres y OSPAR . [40] [41]
Almacenamiento geológico
Geo-secuestro, implica inyectar CO
2, generalmente en forma supercrítica , en formaciones geológicas subterráneas. Se han sugerido como alternativas campos de petróleo , campos de gas , formaciones salinas, vetas de carbón inminente y formaciones de basalto llenas de solución salina. Física (por ejemplo, altamente impermeable caprock ) y los mecanismos de captura geoquímicas impiden que el CO
2de escapar a la superficie. [42]
Las vetas de carbón inminente se pueden utilizar porque el CO
2las moléculas se adhieren a la superficie del carbón. La viabilidad técnica depende de la permeabilidad del lecho de carbón. En el proceso de absorción, el carbón libera metano previamente absorbido , y el metano puede recuperarse (recuperación mejorada de metano en el lecho de carbón ). Los ingresos del metano pueden compensar una parte del costo, aunque la quema del metano resultante produce otra corriente de CO
2 ser secuestrado.
Las formaciones salinas contienen salmueras mineralizadas y aún no han producido beneficios para los humanos. Los acuíferos salinos se han utilizado ocasionalmente para el almacenamiento de desechos químicos en algunos casos. La principal ventaja de los acuíferos salinos es su gran volumen de almacenamiento potencial y su ubicuidad. La principal desventaja de los acuíferos salinos es que se sabe relativamente poco sobre ellos. Para mantener un costo de almacenamiento aceptable, la exploración geofísica puede ser limitada, lo que genera una mayor incertidumbre sobre la estructura del acuífero. A diferencia del almacenamiento en campos petrolíferos o yacimientos de carbón, ningún producto secundario compensa el costo de almacenamiento. Los mecanismos de atrapamiento como el atrapamiento estructural, el atrapamiento residual, el atrapamiento de solubilidad y el atrapamiento de minerales pueden inmovilizar el CO
2subterráneos y reducir los riesgos de fugas. [42]
Recuperación mejorada de petróleo
CO
2a menudo se inyecta en un campo petrolífero como una técnica mejorada de recuperación de petróleo , [43] pero debido a que el CO
2se libera cuando se quema el aceite, [44] no es neutro en carbono . [45]
Algas / bacterias
CO
2se puede suministrar físicamente CO
2a algas o bacterias que podrían degradar el CO
2. En última instancia, sería ideal explotar el CO
2metabolizador de la bacteria Clostridium thermocellum . [46] [47]
Almacenamiento de minerales
CO
2puede reaccionar exotérmicamente con óxidos metálicos, que a su vez producen carbonatos estables (por ejemplo , calcita , magnesita ). Este proceso ocurre naturalmente durante períodos de años y es responsable de mucha piedra caliza superficial . El olivino es uno de esos MOX. [48] La velocidad de reacción puede acelerarse con un catalizador [49] o aumentando las temperaturas y / o presiones, o mediante un pretratamiento mineral, aunque este método puede requerir energía adicional. El IPCC estima que una planta de energía equipada con CCS que utilice almacenamiento de minerales necesitaría entre un 60% y un 180% más de energía que una que no lo tenga. [38] Teóricamente, hasta el 22% de la masa mineral de la corteza es capaz de formar carbonatos .
Óxido de tierra | Porcentaje de corteza | Carbonato | Cambio de entalpía (kJ / mol) |
---|---|---|---|
SiO 2 | 59,71 | ||
Al 2 O 3 | 15.41 | ||
CaO | 4,90 | CaCO 3 | −179 |
MgO | 4.36 | MgCO 3 | −118 |
Na 2 O | 3,55 | Na 2 CO 3 | −322 |
FeO | 3,52 | FeCO 3 | −85 |
K 2 O | 2,80 | K 2 CO 3 | −393,5 |
Fe 2 O 3 | 2,63 | FeCO 3 | 112 |
21,76 | Todos los carbonatos |
Los relaves mineros ultramáficos son una fuente fácilmente disponible de óxidos metálicos de grano fino que pueden servir para este propósito. [50] Aceleración de CO pasivo
2El secuestro mediante carbonatación de minerales se puede lograr mediante procesos microbianos que mejoran la disolución de minerales y la precipitación de carbonatos. [51] [52] [53]
Requerimientos energéticos
Si se usa para mitigar las emisiones de la generación de electricidad térmica, a partir de 2016, el secuestro de carbono agrega alrededor de $ 0.18 / kWh al costo de la electricidad, lo que lo aleja del alcance de la rentabilidad y cualquier ventaja competitiva sobre la energía renovable. [54] [55] [ necesita actualización ]
Costo
El costo es un factor importante que afecta a CCS. El costo de la CAC, más cualquier subsidio, debe ser menor que el costo esperado de emisión de CO
2 para que un proyecto se considere económicamente favorable.
Capturando CO
2requiere energía, y si esa energía proviene de combustibles fósiles, entonces se debe quemar más combustible para producir una cantidad neta determinada. En otras palabras, el costo del CO
2capturado no explica completamente la eficiencia reducida de la planta con CCS. Por esta razón, el costo del CO
2capturado es siempre menor que el costo de CO
2evitado y no describe el costo total de CCS. [38] [56] Algunas fuentes informan del aumento en el costo de la electricidad como una forma de evaluar el impacto económico de la CAC. [56]
Se espera que la tecnología CCS utilice entre el 10 y el 40 por ciento de la energía producida por una central eléctrica. [57] [58] La energía para CCS se denomina penalización energética. Se ha estimado que alrededor del 60% de la penalización se origina en el proceso de captura, el 30% proviene de la compresión de CO
2, mientras que el 10% restante proviene de bombas y ventiladores. [59] La CAC aumentaría las necesidades de combustible de una planta con CAC en aproximadamente un 15% (planta de gas). [38] Se estima que el costo de este combustible adicional, así como el almacenamiento y otros costos del sistema, aumentan los costos de la energía de una central eléctrica con CCS entre un 30% y un 60%.
La construcción de unidades CCS requiere una gran cantidad de capital. Los costos adicionales de un proyecto de demostración de CAC a gran escala se estiman en entre 500 y 1.100 millones de euros por proyecto durante la vida útil del proyecto. Son posibles otras aplicaciones. Las pruebas de CAC para plantas de carbón a principios del siglo XXI eran económicamente inviables en la mayoría de los países, [60] incluida China [61] ), en parte porque los ingresos de la recuperación mejorada del petróleo colapsaron con el colapso del precio del petróleo en 2020. [62]
A partir de 2018[actualizar]un precio del carbono de al menos 100 euros por tonelada de CO
2se estimó que haría viable la CAC industrial [63] junto con los aranceles sobre el carbono . [64]
Según las estimaciones del gobierno del Reino Unido realizadas a fines de la década de 2010, se estima que la captura de carbono (sin almacenamiento) agregará 7 GBP por Mwh para 2025 al costo de la electricidad de una planta de energía a gas : sin embargo, la mayor parte del CO
2deberá almacenarse, por lo que, en total, el aumento del costo de la electricidad generada con gas o biomasa es de alrededor del 50%. [sesenta y cinco]
Modelos de negocio
Los posibles modelos comerciales para la captura industrial de carbono incluyen: [6]
- Contrato por diferencia CfDC CO
2 precio de ejercicio del certificado - Libro abierto Costo Plus
- Base de activos regulados (RAB)
- Créditos fiscales negociables para CCS
- Certificados CCS negociables + obligación
- Creación de mercado bajo en carbono
Los gobiernos han proporcionado varios tipos de financiación para proyectos de demostración de CAC, incluidos créditos fiscales, asignaciones y subvenciones. [66]
Mecanismo de Desarrollo Limpio
Una alternativa podría ser a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto . En la COP16 de 2010, el Órgano Subsidiario de Asesoramiento Científico y Tecnológico, en su 33º período de sesiones, publicó un proyecto de documento en el que recomendaba la inclusión de la CAC en formaciones geológicas en las actividades del proyecto del Mecanismo de Desarrollo Limpio. [67] En la COP17 en Durban , se alcanzó un acuerdo final que permite a los proyectos de CAC recibir apoyo a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio. [68]
Efectos ambientales
Generalmente, los efectos ambientales surgen durante todas las facetas de CCS.
Se requiere energía adicional para la captura, lo que requiere sustancialmente más combustible para entregar la misma cantidad de energía, dependiendo del tipo de planta.
En 2005, el IPCC proporcionó estimaciones de las emisiones atmosféricas de varios diseños de plantas de CAC. Más allá del CO
2, las emisiones de contaminantes atmosféricos aumentan, generalmente debido a la penalización energética. Por lo tanto, el uso de CCS daña un poco la calidad del aire. El tipo y la cantidad de contaminantes depende de la tecnología.
Disolventes alcalinos
CO
2se puede capturar con disolventes alcalinos a bajas temperaturas en el absorbedor y liberar CO
2a temperaturas más altas en un desorbedor. Las plantas CCS de amoníaco refrigerado emiten amoníaco . El "amoníaco funcionalizado" emite menos amoníaco, pero las aminas pueden formar aminas secundarias que emiten nitrosaminas volátiles [69] mediante una reacción secundaria con dióxido de nitrógeno , que está presente en cualquier gas de combustión. Las aminas alternativas con poca o ninguna presión de vapor pueden evitar estas emisiones. Sin embargo, prácticamente el 100% del dióxido de azufre restante de la planta se elimina del gas de combustión, junto con el polvo / cenizas.
Centrales eléctricas de gas
Los requisitos de energía extra derivados de la CAC para las plantas de ciclo combinado de gas natural (NGCC) oscilan entre el 11 y el 22%. [70] El uso de combustible y los problemas ambientales (por ejemplo, emisiones de metano ) derivados de la extracción de gas aumentan en consecuencia. Las plantas equipadas con sistemas de reducción catalítica selectiva de óxidos de nitrógeno producidos durante la combustión [71] requieren cantidades proporcionalmente mayores de amoníaco .
Recientemente se ha suscitado un interés creciente por el uso de la pirólisis de metano para convertir el gas natural en hidrógeno para las centrales eléctricas de gas que impiden la producción de CO
2 y eliminando la necesidad de CCS.
Plantas eléctricas de carbón
Un estudio de 2020 concluyó que la mitad de la CCS podría instalarse en plantas de carbón que en las de gas: estas serían principalmente en China e India. [72]
Para las plantas de carbón pulverizado (PC) supercríticas, los requisitos de energía de CCS oscilan entre el 24 y el 40%, mientras que para los sistemas de ciclo combinado de gasificación a base de carbón (IGCC) es del 14 al 25%. [70] El uso de combustible y los problemas medioambientales derivados de la extracción de carbón aumentan en consecuencia. Las plantas equipadas con sistemas de desulfuración de gases de combustión (FGD) para el control de dióxido de azufre requieren proporcionalmente mayores cantidades de piedra caliza , y los sistemas equipados con sistemas de reducción catalítica selectiva para óxidos de nitrógeno producidos durante la combustión requieren proporcionalmente mayores cantidades de amoníaco .
Fuga
Retención a largo plazo
El IPCC estima que los riesgos de fugas en sitios gestionados adecuadamente son comparables a los asociados con la actividad actual de hidrocarburos. Recomienda que se establezcan límites a la cantidad de fugas que pueden tener lugar. [73] Sin embargo, este hallazgo es impugnado dada la falta de experiencia. [74] [75] CO
2podrían quedar atrapados durante millones de años y, aunque pueden producirse algunas fugas, es probable que los sitios de almacenamiento apropiados retengan más del 99% durante más de 1000 años. [76] Las fugas a través de la tubería de inyección son un riesgo mayor. [ cita requerida ]
No se considera que el almacenamiento de minerales presente ningún riesgo de fuga. [ cita requerida ]
El campo de gas Sleipner de Noruega es el proyecto de retención a escala industrial más antiguo. Una evaluación ambiental realizada después de diez años de operación concluyó que la geoseguridad era la forma más definida de método de almacenamiento geológico permanente:
La información geológica disponible muestra la ausencia de eventos tectónicos importantes después de la deposición de la formación Utsira [reservorio salino]. Esto implica que el ambiente geológico es tectónicamente estable y un sitio adecuado para CO
2almacenamiento. La captura de solubilidad [es] la forma más permanente y segura de almacenamiento geológico. [77]
En marzo de 2009, StatoilHydro publicó un estudio que documentaba la lenta propagación del CO
2en la formación después de más de 10 años de funcionamiento. [78]
La fuga de gas a la atmósfera puede detectarse mediante la monitorización de gas atmosférico y puede cuantificarse directamente mediante mediciones de flujo de covarianza parásita . [79] [80] [81]
Peligros de fugas repentinas
Un proyecto de CCS para una sola central eléctrica de carbón de 1.000 MW captura 30.000 toneladas / día. Las tuberías de transmisión pueden tener fugas o romperse. Las tuberías se pueden equipar con válvulas controladas a distancia que pueden limitar la cantidad de liberación a una sección de tubería. Por ejemplo, una sección de tubería de 19 "cortada de 8 km de largo podría liberar sus 1300 toneladas en aproximadamente 3 a 4 minutos. [82] En el sitio de almacenamiento, la tubería de inyección puede equiparse con válvulas de retención para evitar una liberación incontrolada de la tubería. reservorio en caso de daños en la tubería aguas arriba.
Las emisiones a gran escala presentan riesgo de asfixia. En el accidente minero de Menzengraben de 1953, se liberaron varios miles de toneladas y asfixió a una persona a 300 metros de distancia. [82] Mal funcionamiento de un CO
2sistema industrial de extinción de incendios en un gran almacén libera 50 t CO
2después de lo cual 14 personas colapsaron en la vía pública cercana. [82] En el incidente de Berkel en Rodenrijs en diciembre de 2008, una modesta liberación de un oleoducto debajo de un puente mató a algunos patos que se refugiaban allí. [83] Con el fin de medir las emisiones accidentales de carbono con mayor precisión y disminuir el riesgo de muerte por este tipo de fuga, la implementación de CO
2Se propusieron medidores de alerta alrededor del perímetro del proyecto [¿ por quién? ] . El CO repentino más extremo
2El lanzamiento registrado tuvo lugar en 1986 en el lago Nyos . [ cita requerida ]
Vigilancia
El monitoreo permite la detección de fugas con suficiente advertencia para minimizar la cantidad perdida y cuantificar el tamaño de la fuga. El monitoreo se puede realizar tanto a nivel de la superficie como del subsuelo. [84]
Subsuperficie
El monitoreo del subsuelo puede rastrear directa y / o indirectamente el estado del reservorio. Un método directo implica perforar lo suficientemente profundo como para recolectar una muestra. Esta perforación puede resultar costosa debido a las propiedades físicas de la roca. También proporciona datos solo en una ubicación específica.
Un método indirecto envía ondas sonoras o electromagnéticas al depósito que se refleja para su interpretación. Este enfoque proporciona datos sobre una región mucho más grande; aunque con menor precisión.
Tanto la monitorización directa como la indirecta se pueden realizar de forma intermitente o continua. [84]
Sísmico
El monitoreo sísmico es un tipo de monitoreo indirecto. Se realiza mediante la creación de ondas sísmicas en la superficie con un vibrador sísmico o en el interior de un pozo con una masa excéntrica giratoria . Estas ondas se propagan a través de capas geológicas y se reflejan, creando patrones que son registrados por sensores sísmicos colocados en la superficie o en pozos. [85] Puede identificar rutas de migración de la OC
2penacho. [86]
Ejemplos de monitoreo sísmico de secuestro geológico son el proyecto de secuestro de Sleipner , el Frio CO
2prueba de inyección y el proyecto CO2CRC Otway . [87] El monitoreo sísmico puede confirmar la presencia de CO
2 en una región dada y mapear su distribución lateral, pero no es sensible a la concentración.
Superficie
La covarianza de Eddy es una técnica de monitoreo de superficie que mide el flujo de CO
2desde la superficie del suelo. Implica medir CO
2concentraciones y velocidades verticales del viento utilizando un anemómetro . [88] Esto proporciona una medida del CO vertical
2flujo. Las torres de covarianza Eddy podrían detectar fugas, después de tener en cuenta el ciclo natural del carbono, como la fotosíntesis y la respiración de las plantas. Un ejemplo de técnicas de covarianza de remolinos es la prueba de liberación superficial. [89] Otro enfoque similar consiste en utilizar cámaras de acumulación para el seguimiento puntual. Estas cámaras están selladas al suelo con una corriente de flujo de entrada y salida conectada a un analizador de gas. [84] También miden el flujo vertical. Monitorear un sitio grande requeriría una red de cámaras.
InSAR
El monitoreo InSAR implica que un satélite envía señales a la superficie de la Tierra, donde se refleja de regreso al receptor del satélite. De este modo, el satélite puede medir la distancia hasta ese punto. [90] CO
2la inyección en subcapas profundas de sitios geológicos crea altas presiones. Estas capas afectan a las capas por encima y por debajo de ellas, cambian el paisaje de la superficie. En áreas de CO almacenado
2, la superficie del suelo a menudo se eleva debido a las altas presiones. Estos cambios corresponden a un cambio medible en la distancia del satélite. [90]
Captura y utilización de carbono (CCU)
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La captura y utilización de carbono (CCU) es el proceso de captura de dióxido de carbono ( C O 2 ) para reciclarlo para su uso posterior. [91] La captura y utilización de carbono puede ofrecer una respuesta al desafío global de reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero de los principales emisores estacionarios (industriales). [92] CCU se diferencia de la captura y almacenamiento de carbono (CCS) en que CCU no tiene como objetivo ni resulta en el almacenamiento geológico permanente de dióxido de carbono. En cambio, CCU tiene como objetivo convertir el dióxido de carbono capturado en sustancias o productos más valiosos; como plásticos, hormigón o biocombustible ; conservando la neutralidad de carbono de los procesos de producción.
El CO 2 capturado se puede convertir en varios productos: un grupo son los hidrocarburos , como el metanol, para su uso como biocombustibles y otras fuentes de energía alternativas y renovables . Otros productos comerciales incluyen plásticos, hormigón y reactivos para diversas síntesis químicas. [93]
Aunque CCU no genera un carbono neto positivo para la atmósfera, hay varias consideraciones importantes que deben tenerse en cuenta. El requisito de energía para el procesamiento adicional de nuevos productos no debe exceder la cantidad de energía liberada por la quema de combustible, ya que el proceso requerirá más combustible. [ aclaración necesaria ] Debido a que el CO 2 es una forma termodinámicamente estable de productos de fabricación de carbono a partir de él, consume mucha energía. [94] Además, la preocupación por la escala y el costo de CCU es un argumento importante en contra de invertir en CCU. [ aclaración necesaria ] La disponibilidad de otras materias primas para crear un producto también debe considerarse antes de invertir en CCU.
Teniendo en cuenta las diferentes opciones potenciales de captura y utilización, la investigación sugiere que las que involucran sustancias químicas, combustibles y microalgas tienen un potencial limitado de CO
2remoción, mientras que aquellos que involucran materiales de construcción y uso agrícola pueden ser más efectivos. [95]
Aceptación social
La aceptación social depende de las características sociales, económicas o religiosas de la población y de la percepción de los riesgos, los beneficios y la experiencia. [ cita requerida ] A partir de 2014, el público ofreció apoyo pasivo o involuntario, debido a la falta de conocimiento y las controversias en torno a CCS. [97] [98] [99]
Múltiples estudios indican que la percepción de riesgos y beneficios son los componentes más esenciales de la aceptación social. [97]
La percepción del riesgo está relacionada principalmente con la posibilidad de fugas. [ cita requerida ] Otras preocupaciones son explosiones, terremotos o cualquier efecto secundario del ecosistema. [ cita requerida ] Otros riesgos percibidos se relacionan con el turismo y los valores de la propiedad. [97]
Las personas que ya se ven afectadas por el cambio climático, como la sequía, [98] tienden a apoyar más la CAC. A nivel local, las comunidades son sensibles a los factores económicos, incluida la creación de empleo, el turismo o las inversiones relacionadas. [97]
La experiencia es otra característica relevante. Varios estudios de campo concluyeron que es probable que las personas que ya están involucradas o acostumbradas a la industria acepten la tecnología. De la misma manera, las comunidades que se han visto afectadas negativamente por cualquier actividad industrial también apoyan menos la CAC. [97]
Pocos miembros del público conocen CCS. Esto puede dar lugar a conceptos erróneos que conduzcan a una menor aprobación. No hay pruebas sólidas que vinculen el conocimiento de la CAC y la aceptación pública. Sin embargo, un estudio encontró que comunicar información sobre el monitoreo tiende a tener un impacto negativo en las actitudes. [100] Por el contrario, la aprobación parece reforzarse cuando se compara la CAC con los fenómenos naturales. [97]
Debido a la falta de conocimiento, las personas confían en organizaciones en las que confían. [ cita requerida ] En general, las organizaciones no gubernamentales y los investigadores experimentan una mayor confianza que las partes interesadas y los gobiernos. Las opiniones entre las ONG son variadas. [101] [102] Además, el vínculo entre confianza y aceptación es, en el mejor de los casos, indirecto. En cambio, la confianza influye en la percepción de riesgos y beneficios. [97]
La CCS es adoptada por la cosmovisión de la ecología superficial , [99] que promueve la búsqueda de soluciones a los efectos del cambio climático en lugar de / además de abordar las causas. Esto implica el uso de tecnología avanzada y la aceptación de CCS es común entre los tecno-optimistas . CCS es una solución "al final de la tubería" [97] que reduce el CO atmosférico
2, en lugar de minimizar el uso de combustibles fósiles. [97] [99]
El 21 de enero de 2021, Elon Musk anunció que estaba donando $ 100 millones para un premio a la mejor tecnología de captura de carbono. [103]
Debate político
La CAC ha sido discutida por actores políticos al menos desde el inicio de las negociaciones de la CMNUCC [104] a principios de la década de 1990, y sigue siendo un tema muy divisivo. [ cita requerida ] CAC se incluyó en el protocolo de Kyoto , y esta inclusión fue una condición previa para la firma del tratado por los Estados Unidos, Noruega, Rusia y Canadá.
CCS se ha enfrentado a la oposición de los críticos que dicen que la implementación de CCS a gran escala es arriesgada y costosa y que una mejor opción es la energía renovable y la energía de turbina de pirólisis de metano distribuible . [ cita requerida ] Algunos grupos ambientalistas expresaron su preocupación por las fugas dado el largo tiempo de almacenamiento requerido, comparando la CAC con el almacenamiento de desechos radiactivos de las centrales nucleares . [105]
Otras controversias surgieron del uso de la CAC por parte de los responsables políticos como herramienta para combatir el cambio climático. En el IPCC cuarto informe de evaluación ‘s en 2007, una posible vía para mantener el aumento de la temperatura global por debajo de 2 ° C incluido el uso de tecnologías de emisiones negativas (TNE). [106]
Status-quo de las emisiones de carbono
Los opositores afirmaron que la CAC podría legitimar el uso continuo de combustibles fósiles , así como obviar los compromisos sobre la reducción de emisiones. [ cita requerida ]
Algunos ejemplos, como el de Noruega, muestran que la CAC y otras tecnologías de eliminación de carbono ganaron terreno porque le permitieron al país perseguir sus intereses con respecto a la industria del petróleo. Noruega fue pionera en la mitigación de emisiones y estableció un CO
2impuesto en 1991. [107] Sin embargo, el fuerte crecimiento del sector del petróleo de Noruega hizo que las reducciones de las emisiones internas fueran cada vez más difíciles durante el decenio de 1990. Los sucesivos gobiernos del país lucharon por aplicar políticas ambiciosas de mitigación de emisiones. El compromiso se estableció para alcanzar ambiciosos objetivos de reducción de emisiones sin perturbar la economía, lo que se logró confiando ampliamente en los mecanismos flexibles del Protocolo de Kioto con respecto a los sumideros de carbono, cuyo alcance podría extenderse más allá de las fronteras nacionales. [ cita requerida ]
En caso de que el CCS se considere el método preferido de secuestro, las protecciones para los sumideros de carbono naturales, como las tierras boscosas, pueden volverse innecesarias, reduciendo el deseo de protegerlas. [ cita requerida ]
ONG medioambientales
Las ONGD ejercen más influencia y confianza que los gobiernos, incluso en lo que respecta a la CAC. [108]
La mayoría de las ONGD consideran la CAC como una posible herramienta de mitigación. [101] Las razones incluyen la capacidad de los responsables de la toma de decisiones para comprometerse con un CO más alto
2reducciones. Además, la CCS podría ser una estrategia de cobertura para mantener la producción de energía mientras las energías renovables no puedan hacerlo. Finalmente, la CAC podría involucrar a países de la OCDE con altas emisiones , como China, si se considera que es menos disruptiva. [101]
Estos puntos son cuestionados por otras ONGD debido a la desaceleración de la transición hacia la energía renovable, los altos costos y la escala requerida de implementación, el riesgo de fugas y sus impactos ambientales. [101] [109]
El principal desacuerdo entre las ONGD es si la CAC reducirá el CO
2emisiones o simplemente perpetuar el uso de combustibles fósiles. [108]
Por ejemplo, Greenpeace está fuertemente en contra de la CAC. Según la organización, el uso de la tecnología mantendrá al mundo dependiente de los combustibles fósiles. [109] Greenpeace publicó 'False hop: Por qué la captura y el almacenamiento de carbono no salvarán el clima' para explicar su postura. [110] Su única solución es la reducción del uso de combustibles fósiles. Greenpeace afirmó que la CAC podría conducir a la duplicación de los costos de las plantas de carbón. [57]
Por otro lado, BECCS se utiliza en algunos escenarios del IPCC para ayudar a cumplir los objetivos de mitigación. [111] Adoptando el argumento del IPCC de que CO
2Las emisiones deben reducirse para 2050 para evitar consecuencias dramáticas, la Fundación Bellona justificó la CCS como una acción de mitigación. [109] Afirmaron que los combustibles fósiles son inevitables a corto plazo y, en consecuencia, la CAC es la forma más rápida de reducir el CO
2emisiones. [ cita requerida ]
Proyectos de ejemplo
Según el Global CCS Institute, en 2020 había alrededor de 40 millones de toneladas de CO
2por año de capacidad de CCS en operación y 50 millones de toneladas por año en desarrollo. [112] En contraste, el mundo emite alrededor de 38 mil millones de toneladas de CO.
2cada año, [113] por lo que CCS capturó aproximadamente una milésima parte del CO de 2020
2 emisiones.
Argelia
En inyección de Salah
En Salah había un campo de gas en tierra operativo con CO
2inyección. CO
2se separó del gas producido y se reinyectó en la formación geológica Krechba a una profundidad de 1.900 m. [114] Desde 2004, alrededor de 3,8 Mt de CO
2ha sido capturado durante la extracción de gas natural y almacenado. La inyección se suspendió [ aclaración necesaria ] en junio de 2011 debido a preocupaciones sobre la integridad del sello, las fracturas y las fugas en la roca de fondo y el movimiento de CO
2fuera del arrendamiento de hidrocarburos de Krechba. Este proyecto se destaca por ser pionero en el uso de enfoques de Monitoreo, Modelado y Verificación (MMV). [ cita requerida ]
Australia
A principios de la década de 2020, el gobierno asignó más de 300 millones de dólares australianos para CCS tanto en tierra como en el extranjero. [115]
Canadá
Los gobiernos canadienses comprometieron $ 1.8 mil millones para financiar proyectos de CAC durante el período 2008-2018. Los programas principales son el Fondo de Energía Limpia del gobierno federal, el Fondo de Captura y Almacenamiento de Carbono de Alberta y los gobiernos de Saskatchewan, Columbia Británica y Nueva Escocia. Canadá trabaja en estrecha colaboración con los Estados Unidos a través del Diálogo sobre energía limpia entre Estados Unidos y Canadá iniciado por la administración Obama en 2009. [116] [117]
Alberta
Alberta comprometió $ 170 millones en 2013/2014, y un total de $ 1.3 mil millones durante 15 años, para financiar dos proyectos de CCS a gran escala.
El proyecto de la línea troncal de carbono de Alberta (ACTL), iniciado por Enhance Energy, consiste en una tubería de 240 km que recolecta CO
2de diversas fuentes en Alberta y lo transporta a los campos petrolíferos de Clive para su uso en EOR (recuperación mejorada de petróleo) y almacenamiento permanente. Este proyecto de 1.200 millones de dólares canadienses recauda CO
2de la Planta de Fertilizantes Redwater y la Refinería de Esturión . Las proyecciones para ACTL lo convierten en el proyecto de CAC más grande del mundo, con una capacidad de captura estimada de 14,6 Mtpa. Los planes de construcción del ACTL se encuentran en sus etapas finales y se esperaba que la captura y el almacenamiento comenzaran en algún momento de 2019. [118] [119] [120]
Shell desarrolló el proyecto de captura y almacenamiento de carbono Quest para su uso en el proyecto de arenas petrolíferas de Athabasca . Se cita como el primer proyecto de CAC a escala comercial del mundo. [121] La construcción comenzó en 2012 y terminó en 2015. La unidad de captura se encuentra en el Scotford Upgrader en Alberta, Canadá, donde se produce hidrógeno para actualizar betún de arenas petrolíferas en el aceite crudo sintético. Las unidades de vapor metano que producen el hidrógeno emiten CO
2como subproducto. La unidad de captura captura el CO
2de la unidad de vapor de metano utilizando tecnología de absorción de amina, y el CO capturado
2luego se transporta a Fort Saskatchewan donde se inyecta en una formación rocosa porosa llamada Basal Cambrian Sands. Desde 2015-2018, el proyecto almacenó 3 Mt CO
2a razón de 1 Mtpa. [122] [123]
Saskatchewan
Proyecto de la Unidad 3 de la Central Eléctrica Boundary Dam
Boundary Dam Power Station , propiedad de SaskPower, es una central de carbón originalmente puesta en servicio en 1959. En 2010, SaskPower se comprometió a modernizar la Unidad 3 alimentada con lignito con una unidad de captura de carbono. El proyecto se completó en 2014. La modernización utilizó una tecnología de absorción de amina posterior a la combustión. El CO capturado
2iba a ser vendido a Cenovus para ser utilizado para EOR en el campo Weyburn. Cualquier CO
2no utilizado para EOR se planeó para ser utilizado por el proyecto Aquistore y almacenado en acuíferos salinos profundos. Muchas complicaciones impidieron que la Unidad 3 y este proyecto operaran tanto como se esperaba, pero entre agosto de 2017 y agosto de 2018, la Unidad 3 estuvo en línea un 65% / día en promedio. El proyecto tiene una capacidad nominal de captura de 1 Mtpa. [124] [125] Las otras unidades se eliminarán gradualmente para 2024. El futuro de una unidad modernizada no está claro. [126]
Planta de combustible sintético Great Plains y proyecto Weyburn-Midale
La planta Great Plains Synfuel, propiedad de Dakota Gas , es una operación de gasificación de carbón que produce gas natural sintético y varios petroquímicos a partir del carbón. La planta comenzó a operar en 1984, mientras que CCS comenzó en 2000. En 2000, Dakota Gas modernizó la planta y planeó vender el CO
2a Cenovus y Apache Energy, para EOR en los campos Weyburn y Midale en Canadá. Los campos Midale se inyectaron con 0.4 Mtpa y los campos Weyburn se inyectaron con 2.4 Mtpa para una capacidad total de inyección de 2.8 Mtpa. El Proyecto de Dióxido de Carbono Weyburn-Midale (o IEA GHG Weyburn-Midale CO
2Proyecto de Monitoreo y Almacenamiento), se llevó a cabo allí. La inyección continuó incluso después de que concluyó el estudio. Entre 2000 y 2018, más de 30 Mt CO
2fue inyectado. [127] [128] [129]
porcelana
A partir de 2019, el carbón representó alrededor del 60% de la producción de energía de China. [130] La mayoría de CO
2las emisiones provienen de centrales eléctricas de carbón o de procesos de conversión de carbón a productos químicos (por ejemplo, la producción de amoníaco sintético, metanol, fertilizantes, gas natural y CTL ). [131] Según la AIE , alrededor de 385 de los 900 gigavatios de capacidad de energía de carbón de China se encuentran cerca de lugares adecuados para la CAC. [132] En 2017, tres instalaciones de CCS están en funcionamiento o en las últimas etapas de construcción, dibujo CO
2del procesamiento de gas natural o la producción petroquímica. Al menos ocho instalaciones más se encuentran en fase inicial de planificación y desarrollo, la mayoría de las cuales tienen como objetivo las emisiones de la planta de energía, con un objetivo de inyección de EOR. [133]
Campo petrolero de CNPC Jilin
El primer proyecto de captura de carbono de China fue el campo petrolero de Jilin en Songyuan , provincia de Jilin . Comenzó como un proyecto piloto de EOR en 2009, [134] y se convirtió en una operación comercial para la Corporación Nacional del Petróleo de China (CNPC). La fase de desarrollo final se completó en 2018. [133] La fuente de CO
2es el cercano campo de gas de Changling, del cual se extrae gas natural con aproximadamente un 22,5%. Después de la separación en la planta de procesamiento de gas natural, el CO
2se transporta a Jilin a través de un oleoducto y se inyecta para una mejora del 37% en la recuperación de petróleo en el campo de petróleo de baja permeabilidad. [135] A capacidad comercial, la instalación inyecta actualmente 0,6 Mt CO
2por año, y ha inyectado un total acumulado de más de 1,1 millones de toneladas durante su vida útil. [133]
Proyecto Sinopec Qilu Petrochemical CCS
Sinopec está desarrollando una unidad de captura de carbono cuya primera fase debía estar operativa en 2019. La instalación está ubicada en la ciudad de Zibo , provincia de Shandong , donde una planta de fertilizantes produce CO
2de gasificación de carbón / coque. [136] CO
2será capturado por destilación criogénica y será transportado por oleoducto al campo petrolífero cercano de Shengli para EOR. [137] La construcción de la primera fase comenzó en 2018 y se esperaba que capturara e inyectara 0,4 Mt CO
2por año. El campo petrolero de Shengli es el destino de CO
2. [137]
Proyecto CCS integrado de Yanchang
Yanchang Petroleum está desarrollando instalaciones de captura de carbono en dos plantas de conversión de carbón en productos químicos en la ciudad de Yulin , provincia de Shaanxi . [138] La primera planta de captura es capaz de capturar 50.000 toneladas por año y se terminó en 2012. La construcción de la segunda planta comenzó en 2014 y se esperaba que estuviera terminada en 2020, con una capacidad de 360.000 toneladas por año. [131] Este CO
2será transportado a la Cuenca de Ordos , una de las regiones productoras de carbón, petróleo y gas más grandes de China con una serie de yacimientos de petróleo de baja y ultrabaja permeabilidad . La falta de agua ha limitado el uso de agua para EOR, por lo que el CO
2incrementar la producción. [139]
Alemania
El área industrial alemana de Schwarze Pumpe, a unos 4 kilómetros (2,5 millas) al sur de la ciudad de Spremberg , alberga la primera planta de carbón CCS de demostración del mundo, la central eléctrica Schwarze Pumpe . [140] La mini planta piloto funciona con una caldera de oxicombustible construida por Alstom y también está equipada con una instalación de limpieza de gases de combustión para eliminar las cenizas volantes y el dióxido de azufre . La empresa sueca Vattenfall AB invirtió unos 70 millones de euros en el proyecto de dos años, que comenzó a funcionar el 9 de septiembre de 2008. La planta de energía, que tiene una potencia de 30 megavatios , es un proyecto piloto que servirá como prototipo de energía a gran escala futura. plantas. [141] [142] 240 toneladas diarias de CO
2se están transportando en camiones 350 kilómetros (220 millas) donde se inyectará en un campo de gas vacío. El grupo BUND de Alemania lo llamó " hoja de parra ". Por cada tonelada de carbón quemado, 3,6 toneladas de CO
2es producido. [143] El programa CCS en Schwarze Pumpe finalizó en 2014 debido a costos no viables y uso de energía. [144]
La empresa de servicios públicos alemana RWE opera un CO a escala piloto
2depuradora en la central eléctrica de Niederaußem de lignito construida en cooperación con BASF (proveedor de detergente) y Linde Engineering. [145]
En Jänschwalde, Alemania, [146] se está trabajando en un plan para una caldera de oxicombustible, con una potencia de 650 MW térmicos (alrededor de 250 MW eléctricos), que es aproximadamente 20 veces más que la planta piloto de 30 MW de Vattenfall en construcción, y se compara con la actual las mayores plataformas de prueba de oxicombustible de 0,5 MW. La tecnología de captura posterior a la combustión también se demostrará en Jänschwalde. [147]
Países Bajos
Desarrollado en los Países Bajos, una electrocatálisis por un complejo de cobre ayuda a reducir el CO2al ácido oxálico . [148]
Noruega
En Noruega, el CO
2El Centro de Tecnología (TCM) en Mongstad comenzó a construirse en 2009 y se completó en 2012. Incluye dos plantas de tecnología de captura (una de amina avanzada y una de amoníaco refrigerado), ambas capturando gases de combustión de dos fuentes. Esto incluye una planta de energía a gas y gas de combustión de craqueo de refinería (similar al gas de combustión de una planta de energía a carbón).
Además de esto, también se planeó que el sitio de Mongstad tuviera una planta de demostración de CCS a gran escala. El proyecto se retrasó hasta 2014, 2018 y luego indefinidamente. [149] El costo del proyecto se elevó a 985 millones de dólares EE.UU. [150] Luego, en octubre de 2011, Aker Solutions canceló su inversión en Aker Clean Carbon, declarando que el mercado de secuestro de carbono estaba "muerto". [151]
El 1 de octubre de 2013, Noruega pidió a Gassnova que no firmara ningún contrato para la captura y almacenamiento de carbono fuera de Mongstad. [152]
En 2015, Noruega estaba revisando estudios de viabilidad y esperaba tener un proyecto de demostración de captura de carbono a gran escala para 2020. [153]
En 2020, anunció "Longship" ("Langskip" en noruego). Este proyecto de 2700 millones de CCS capturará y almacenará las emisiones de carbono de la fábrica de cemento de Norcem en Brevik. Además, planea financiar la instalación de incineración de residuos Varme de Fortum Oslo. Finalmente, financiará el proyecto de transporte y almacenamiento "Northern Lights", un proyecto conjunto entre Equinor, Shell y Total. Este último proyecto transportará CO líquido
2desde las instalaciones de captura hasta una terminal en Øygarden en el condado de Vestland. A partir de ahí, CO
2será bombeado a través de tuberías hasta un depósito debajo del lecho marino. [154] [155] [156] [157]
Sleipner CO
2 Inyección
Sleipner es un campo de gas costa afuera en pleno funcionamiento con CO
2inyección iniciada en 1996. CO
2se separa del gas producido y se reinyecta en el acuífero salino de Utsira (800–1000 m por debajo del fondo del océano) por encima de las zonas de los depósitos de hidrocarburos. [158] Este acuífero se extiende mucho más al norte de la instalación de Sleipner en su extremo sur. El gran tamaño del embalse explica por qué 600 mil millones de toneladas de CO
2se espera que se almacenen mucho después de que finalice el proyecto de gas natural de Sleipner . La instalación de Sleipner es el primer proyecto en inyectar su CO capturado
2en una característica geológica con el propósito de almacenamiento en lugar de comprometer económicamente el EOR .
Emiratos Árabes Unidos
Abu Dhabi
Después del éxito de la operación de su planta piloto en noviembre de 2011, Abu Dhabi National Oil Company y Abu Dhabi Future Energy Company se movieron para crear la primera instalación comercial de CCS en la industria del hierro y el acero. [159] CO
2es un subproducto del proceso de fabricación de hierro. Se transporta a través de un oleoducto de 50 km hasta las reservas de petróleo de la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi para EOR. La capacidad de la instalación es de 800.000 toneladas por año.
Reino Unido
El presupuesto de 2020 asignó 800 millones de libras para intentar crear clústeres de CCS para 2030, para capturar CO
2de la industria pesada [160] y una central eléctrica de gas y almacenarlo bajo el Mar del Norte . [161] El estado de la corona es responsable de los títulos de almacenamiento en la plataforma continental del Reino Unido y tiene el trabajo en alta mar facilitado CO
2cuestiones técnicas y comerciales de almacenamiento. [162]
Una prueba de bioenergía con captura y almacenamiento de carbono (BECCS) en una unidad de leña en la central eléctrica de Drax en el Reino Unido comenzó en 2019. Si tiene éxito, esto podría eliminar una tonelada por día de CO
2de la atmósfera. [163]
En el Reino Unido, se está considerando la CAC para ayudar con la descarbonización de la industria y la calefacción. [3]
Estados Unidos
Además de los proyectos individuales de captura y secuestro de carbono, varios programas trabajan para investigar, desarrollar e implementar tecnologías CAC a gran escala. Estos incluyen el Programa de Secuestro de Carbono del Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL), las asociaciones regionales de secuestro de carbono y el Foro de Liderazgo en Secuestro de Carbono (CSLF). [164] [165]
En septiembre de 2020, el Departamento de Energía de EE. UU. Otorgó $ 72 millones en fondos federales para apoyar el desarrollo y el avance de las tecnologías de captura de carbono. [166] En el marco de este programa de costos compartidos, el DOE otorgó $ 51 millones a nueve nuevos proyectos para fuentes industriales y de energía de carbón y gas natural.
Los nueve proyectos tenían como objetivo diseñar estudios de ingeniería iniciales para desarrollar tecnologías para subproductos en sitios industriales. Los proyectos seleccionados son:
- Habilitación de la producción de acero con bajas emisiones de carbono a través de CO
2Captura de gases de altos hornos - ArcelorMittal EE . UU. [167] - Proyecto Colorado LH CO2MENT - Electricore [168]
- Diseño de ingeniería de una membrana Polaris CO
2Sistema de captura en una planta de cemento - Tecnología e investigación de membranas (MTR) Inc. [169] - Diseño de ingeniería de un CO de poscombustión avanzado Linde-BASF
2Tecnología de captura en una planta de reforma de H 2 de metano a vapor de Linde - Praxair [170] - Ingeniería y Diseño Inicial para CO
2Captura de instalaciones de etanol - Centro de investigación medioambiental y energética de la Universidad de Dakota del Norte [171] - Proyecto de prueba de tecnología de captura de carbono de gas natural de Chevron - Chevron USA, Inc. [172]
- Demostración a escala de ingeniería de solvente transformacional en gases de combustión de NGCC - ION Clean Energy Inc. [173]
- Prueba a escala de ingeniería de un solvente pobre en agua para captura posterior a la combustión - Electric Power Research Institute Inc. [174]
- Diseño de escala de ingeniería y pruebas de tecnología de membranas transformacionales para CO
2Captura - Instituto de Tecnología del Gas (GTI) [173]
También se otorgaron $ 21 millones a 18 proyectos de tecnologías que eliminan CO
2de la atmósfera. La atención se centró en el desarrollo de nuevos materiales para su uso en la captura directa de aire y también completará las pruebas de campo. Los proyectos:
- Captura directa de aire utilizando nuevos adsorbentes estructurados - Electricore [175]
- Sistema avanzado integrado con revestimiento absorbente reticular para capturar CO
2de la atmósfera - GE Research [176] - Evaluación de absorbentes de amina MIL-101 (Cr) en condiciones realistas de captura directa de aire - Georgia Tech Research Corporation [177]
- Demostración de un sistema de captura de aire directo de movimiento continuo - Global Thermostat Operations, LLC [178]
- Demostración experimental de la variación de la concentración de alcalinidad para la captura directa de aire de CO
2- Universidad de Harvard [173] - Membrana de polímero híbrido de alto rendimiento para CO
2Separación del aire ambiente - InnoSense, LLC [179] - Materiales absorbentes transformadores para una reducción sustancial en el requisito de energía para la captura directa de aire de CO
2- InnoSepra, LLC [180] - Una combinación de agua y CO
2Sistema de captura directa de aire - IWVC, LLC [181] - TRAMPAS: Absorbente de aerogel de aminopolímero sintonizable de rápida absorción para la captura directa de aire de CO
2- Centro de investigación de Palo Alto [182] - Captura directa de aire mediante el uso de pequeñas aminas atrapadas en cápsulas nanoporosas jerárquicas sobre fibras huecas porosas electrohiladas - Instituto Politécnico Rensselaer [173]
- Desarrollo de absorbentes sólidos avanzados para la captura directa de aire - RTI International [183]
- Recuperación de energía mediante captura directa del aire para la asociación CCUS (DAC RECO2UP) - Junta de Energía de los Estados del Sur [184]
- Adsorbentes de membrana que comprenden nanocajas inorgánicas autoensambladas (SINC) para captura de aire directa ultrarrápida habilitada por enfriamiento pasivo - SUNY [173]
- Absorbentes de baja temperatura de regeneración para la captura directa de aire de CO
2- Susteon Inc. [185] - Materiales híbridos a nanoescala encapsulados en fibra de próxima generación para captura directa de aire con rechazo selectivo de agua: los fideicomisarios de la Universidad de Columbia en la ciudad de Nueva York [173]
- Absorbentes de amina gradiente para CO de oscilación de vacío bajo
2Captura a temperatura ambiente - Universidad de Akron [186] - CO impulsado electroquímicamente
2Separación - Universidad de Delaware [187] - Desarrollo de materiales novedosos para la captura directa de aire de CO
2- Fundación de Investigación de la Universidad de Kentucky [173]
Proyecto Kemper
El Proyecto Kemper es una planta de energía a gas en construcción en el condado de Kemper, Mississippi . Originalmente se planeó como una planta de carbón. Mississippi Power , una subsidiaria de Southern Company , comenzó la construcción en 2010. [188] [189] Si hubiera entrado en funcionamiento como una planta de carbón, el Proyecto Kemper habría sido la primera planta de electricidad de su tipo en emplear gasificación y carbón. capturar tecnologías a esta escala. El objetivo de emisiones era reducir el CO
2al mismo nivel que produciría una planta de gas natural equivalente. [190] Sin embargo, en junio de 2017, los proponentes, Southern Company y Mississippi Power, anunciaron que la planta solo quemaría gas natural. [191]
La construcción se retrasó y la apertura programada se retrasó más de dos años, mientras que el costo aumentó a $ 6.6 mil millones, tres veces la estimación original. [192] [193] Según un análisis de Sierra Club , Kemper es la central eléctrica más cara jamás construida por los vatios de electricidad que generará. [194]
Planta de procesamiento de gas natural de Terrell
Inaugurada en 1972, la planta de Terrell en Texas, Estados Unidos fue el proyecto de CCS industrial en funcionamiento más antiguo en 2017. CO
2se captura durante el procesamiento de gas y se transporta principalmente a través del oleoducto Val Verde, donde finalmente se inyecta en el campo petrolero Sharon Ridge y otros sumideros secundarios para su uso en EOR. [195] La instalación captura un promedio de entre 0,4 y 0,5 millones de toneladas de CO
2anualmente. [196]
Fertilizante Enid
A partir de 1982, la instalación propiedad de la compañía Koch Nitrogen es la segunda instalación CCS a gran escala más antigua que aún está en funcionamiento. [133] El CO
2que se captura es un subproducto de alta pureza de la producción de fertilizantes nitrogenados. El proceso se hace económico al transportar el CO
2 a campos petrolíferos para EOR.
Planta de procesamiento de gas de Shute Creek
7 millones de toneladas métricas de CO
2se recuperan anualmente de la planta de procesamiento de gas Shute Creek de ExxonMobil cerca de La Barge , Wyoming , y se transportan por tuberías a varios campos petroleros para EOR. Iniciado en 1986, a partir de 2017 este proyecto tuvo el segundo mayor CO
2capacidad de captura en el mundo. [133]
Petra Nova
El proyecto Petra Nova es un esfuerzo de mil millones de dólares realizado por NRG Energy y JX Nippon para modernizar parcialmente su planta de energía de carbón WA Parish de propiedad conjunta con captura de carbón de postcombustión. La planta, que se encuentra en Thompsons, Texas (en las afueras de Houston), entró en servicio comercial en 1977. La captura de carbono comenzó el 10 de enero de 2017. La unidad 8 de WA Parish genera 240 MW y el 90% del CO
2(o 1,4 millones de toneladas) se capturaron por año. [197] El CO
2(99% de pureza) se comprime y se canaliza a unas 82 millas hasta West Ranch Oil Field, Texas, para EOR. El campo tiene una capacidad de 60 millones de barriles de petróleo y ha aumentado su producción de 300 barriles diarios a 4000 barriles diarios. [198] [197] El 1 de mayo de 2020, NRG cerró Petra Nova, citando los bajos precios del petróleo durante la pandemia de COVID-19 . Según los informes, la planta también había sufrido cortes frecuentes y no cumplió con su objetivo de secuestro de carbono en un 17% durante sus primeros tres años de operación. [199] En 2021, la planta fue suspendida. [200]
Illinois Industrial
El proyecto de captura y almacenamiento de carbono industrial de Illinois está dedicado al CO geológico
2almacenamiento. El proyecto recibió una inversión de 171 millones de dólares del DOE y más de 66 millones de dólares del sector privado. El CO
2es un subproducto del proceso de fermentación de la producción de etanol de maíz y se almacena a 7000 pies bajo tierra en el monte. Acuífero salino Simon Sandstone. El secuestro comenzó en abril de 2017 con una capacidad de captura de carbono de 1 Mt / a. [201] [202] [203]
Instalación de demostración de energía .NET
La instalación de demostración de NET de energía es un oxi-combustión central eléctrica de gas natural que opera por el ciclo de potencia Allam . Debido a su diseño único, la planta puede reducir sus emisiones al aire a cero al producir una corriente casi pura de CO.
2. [204] La planta se encendió por primera vez en mayo de 2018. [205]
Planta del siglo
Occidental Petroleum , junto con SandRidge Energy , opera una planta de procesamiento de gas de hidrocarburos en el oeste de Texas y la infraestructura de tuberías relacionada que proporciona CO
2para EOR. Con un CO
2capacidad de captura de 8,4 Mt / a, la planta Century es la fuente industrial individual más grande de CO
2facilidad de captura en el mundo. [206]
Desarrollando proyectos
ANICA - Proceso avanzado de bucle de carbonato calentado indirectamente
El Proyecto ANICA está enfocado en el desarrollo de tecnología de captura de carbono económicamente viable para plantas de cal y cemento, que son responsables del 5% del total de emisiones antropogénicas de dióxido de carbono . [207] [208] En 2019, un consorcio de 12 socios de Alemania , Reino Unido y Grecia [209] comenzó a trabajar en la integración del proceso de corte de carbonato calentado indirectamente (IHCaL) en la producción de cemento y cal. El proyecto tiene como objetivo reducir la penalización energética y el CO
2costos de evitación de CO2captura de plantas de cal y cemento .
Iniciativa Backbone CCUS del Puerto de Rotterdam
Prevista para 2021, la Iniciativa Backbone CCUS del Puerto de Rotterdam tenía como objetivo implementar una "columna vertebral" de infraestructura CCS compartida para su uso por empresas ubicadas alrededor del Puerto de Rotterdam en Rotterdam , Países Bajos. El proyecto está supervisado por el puerto de Rotterdam, la empresa de gas natural Gasunie y la EBN. Pretende capturar y secuestrar 2 millones de toneladas de CO
2por año y aumentar este número en años futuros. [210] Aunque depende de la participación de empresas, el objetivo de este proyecto es reducir en gran medida la huella de carbono del sector industrial del puerto de Rotterdam y establecer una infraestructura CCS satisfactoria en los Países Bajos tras el proyecto ROAD recientemente cancelado. CO
2capturados de plantas químicas y refinerías locales serán secuestrados en el lecho marino del Mar del Norte . También se ha considerado la posibilidad de una iniciativa de CCU, en la que el CO capturado
2se venderá a empresas hortícolas, que lo utilizarán para acelerar el crecimiento de las plantas, así como a otros usuarios industriales. [210]
Planta de captura directa de aire de Climeworks y proyecto CarbFix2
Climeworks inauguró la primera planta comercial de captura directa de aire en Zúrich , Suiza. Su proceso implica la captura de CO
2directamente del aire ambiente usando un filtro patentado, aislando el CO capturado
2a fuego alto, y finalmente transportarlo a un invernadero cercano como fertilizante . La planta está construida cerca de una instalación de recuperación de residuos que utiliza su exceso de calor para alimentar la planta de Climeworks. [211]
Climeworks también está trabajando con Reykjavik Energy en el proyecto CarbFix2 con financiación de la Unión Europea. Este proyecto está ubicado en Hellisheidi, Islandia, utiliza tecnología de captura directa de aire para almacenar CO geológicamente
2en conjunto con una gran planta de energía geotérmica . Una vez CO
2se captura con los filtros de Climeworks, se calienta con el calor de la planta geotérmica y se une al agua. La planta geotérmica luego bombea el agua carbonatada hacia formaciones rocosas subterráneas donde el CO
2reacciona con el lecho de roca basáltica y forma minerales de carbonita . [212]
ABIERTO100
El proyecto OPEN100, lanzado en 2020 por el Energy Impact Center (EIC), es el primer plan de código abierto del mundo para el despliegue de una planta de energía nuclear . [213] El Energy Impact Center y OPEN100 tienen como objetivo revertir el cambio climático para 2040 y creen que la energía nuclear es la única fuente de energía viable para alimentar CCS sin el compromiso de liberar CO nuevo.
2. [214]
Este proyecto tiene la intención de reunir a investigadores, diseñadores, científicos, ingenieros, grupos de expertos, etc. para ayudar a compilar investigaciones y diseños que eventualmente evolucionarán hacia un modelo que esté disponible para el público y pueda utilizarse en el desarrollo de futuras plantas nucleares.
Ver también
- Bioenergía con captura y almacenamiento de carbono
- Bomba biológica
- Biosequestración
- CAC y mitigación del cambio climático
- Captura y almacenamiento de carbono (cronología)
- Remoción de CO2
- Secuestro de carbón
- Sumidero de carbono
- Licuefacción de carbón
- Mitigación de la contaminación por carbón
- Covarianza de remolinos
- Escape de gas
- Gas de combustion
- Desulfuración de gases de combustión
- Chimenea de gases de combustión
- Ciclo combinado de gasificación integrada
- Gas de vertedero
- Emisiones de gases de efecto invernadero del ciclo de vida de las fuentes de energía
- Erupción límnica
- Economía baja en carbono
- Pirólisis de metano
- Clúster de la industria de procesos del noreste de Inglaterra
- Absorbentes sólidos para captura de carbono
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enlaces externos
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- Evaluación Nacional de CO Geológico2Recursos de almacenamiento: Resultados del Servicio geológico de Estados Unidos
- Captura y secuestro de carbono del MIT