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ENERGÍA. Se renueva el interés por las estrategias de captura de carbono para lograr el "cero-neto"

 

Con 400.000 toneladas de CO2 que se capturarán anualmente y se transportarán para su almacenamiento permanente, HeidelbergCement realizará el primer proyecto de captura y almacenamiento de carbono (CAC) a escala industrial en una planta de producción de cemento del mundo en Brevik. El proyecto CCS en Noruega es una piedra angular importante en nuestra estrategia climática: permitirá a HeidelbergCement reducir las emisiones de gases de efecto invernadero relacionadas con el proceso de producción de cemento

La captura de carbono va a ser cara, por lo que debería centrarse en los sectores industriales difíciles de abatir, así como en las plantas de bioenergía La ampliación de esta tecnología, durante las últimas dos décadas, se ha movido mucho más lento de lo que predijeron muchos analistas. Por lo tanto, todas las predicciones de costes para la amplia variedad de soluciones (CCS, CCU, CDR, BECCS, etc.) son inciertas y varían según la aplicaciónPero, ante la apremiante situación climática y la falta de soluciones tecnológicas viables a corto plazo, una nueva ola de interés está viendo a los legisladores agregarlo a sus planes. La documentación de la UE Fit for 55 hace recomendaciones de apoyo. Y en la COP26, la UE, la CMNUCC , los EE.UU. , Canadá y Arabia Saudita lo han incluido en sus presentaciones y eventos.

Esquema simplificado de la captura y almacenamiento de carbono. Fuente: ResearchGate


CCS, CCU y CDR en 1,5 ° C. El escenario se centra en los sectores difíciles de reducir

Para alcanzar una reducción de emisiones de CO 2  del 45% desde los niveles de 2010 para 2030 y cero neto para 2050, el escenario de 1,5 ° C de IRENA prevé que el 90% de las soluciones para llevarnos a cero neto en 2050 involucran energía renovable a través del suministro directo, electrificación, eficiencia energética, hidrógeno verde y bioenergía combinados con captura y almacenamiento de carbono. solo en el uso residual de combustibles fósiles y algunos procesos industriales, como el cemento, los productos químicos y el hierro y el acero, los esfuerzos de descarbonización pueden requerir tecnologías y medidas de eliminación de CAC (captura y almacenamiento de carbono) y CO 2 .

El estado y el potencial de las tecnologías CCS, CCU y CDR y sus roles junto con las energías renovables en la descarbonización profunda de los sistemas energéticos se exploran en un nuevo informe de IRENA, "Alcanzando cero con las energías renovables: captura de carbono" .

Figura 1 : Reducciones de las emisiones de carbono en el escenario de 1,5 ° C (%) y el papel de CCU, CCS y BECCS


Bajo este escenario, CCS y CCU para combustibles fósiles y emisiones de procesos en la industria deben escalarse para alcanzar 3.4 Gtpa para 2050 y requerirían inversiones acumuladas de alrededor de USD 0.9 billones entre 2021 y 2050

Se limitan a las aplicaciones más esenciales, con 2,3 Gtpa en 2050 a los sectores del cemento , químico siderúrgico , y 1,1 Gtpa en 2050 aplicados a la producción de hidrógeno azul a partir de gas natural con CCS, lo que equivale al 30% de el suministro total de hidrógeno.

Un papel más importante para BECCS / BECCU: potencial global, costes

Las vías netas cero se basan en BECCS (bioenergía con captura y almacenamiento de carbono) y parcialmente BECCU (bioenergía con captura y utilización de carbono), pero actualmente no están comprobadas en la mayoría de los contextos . Para usarlos de manera extensiva se requiere tanto una ampliación del despliegue de CAC como estrategias para garantizar un suministro suficiente de materia prima de biomasa adecuada y sostenible

BECCS y BECCU pueden, en principio, utilizarse en una variedad de procesos, pero la aplicación óptima de BECCS requiere una investigación más detallada de los costes, la logística y las cadenas de suministro de biomasa sostenible, y será muy específica del país y el contexto .

Tabla 1: Potencial de captura de carbono biogénico en 2050 en el escenario de 1,5 ° C de IRENA

IRENA evaluó el potencial global para capturar y almacenar CO 2 con biomasa en 10,1 Gtpa para 2050De ese potencial, el escenario de 1,5 ° C supone que el 44%, lo que equivale a 4,5 Gtpa para 2050, sería capturado y almacenado .

Esto requeriría alrededor de 40-50 EJ de biomasa , lo que representa un tercio de la biomasa total utilizada en los sistemas energéticos. El informe de IPCC 6 ª Evaluación Grupo de Trabajo 1 publicado en el verano de 2021 bajo su escenario implica aplicar BECCS para eliminar 5 Gtpa de CO 2 en 2050.  La captura y almacenamiento de 4,5 Gtpa de CO 2 para 2050 requeriría inversiones acumuladas de más de 1,1 billones de dólares estadounidenses entre 2021 y 2050 .

Oportunidades de aplicación

Las oportunidades más importantes para BECCS son:

  • hornos de cemento con biomasa como combustible;
  • plantas químicas con biomasa como materia prima para producir biometanol o bioetanol;
  • mejoramiento de biogás donde la fracción de CO 2 del biogás se separa para la producción de biometano;
  • producción de hierro y acero en altos hornos para la producción de hierro, donde el carbón vegetal se puede utilizar como combustible y como agente reductor durante la transición o si se retienen más altos hornos que utilizan biomasa y CAC. Pero en el escenario de 1,5 ° C para 2050, el papel de BECCS es bajo, ya que el escenario supone una transición casi completa lejos de los altos hornos para entonces;
  • generación de energía y calor con biomasa que proporciona parte o la totalidad del combustible utilizando pellets de madera, bagazo de caña de azúcar o residuos sólidos urbanos. En la última década, una pequeña cantidad de plantas de energía de carbón se han convertido en plantas de energía 100% de biomasa o están en proceso de hacerlo, y solo una planta de energía completamente convertida, Drax, Reino Unido , tiene un plan anunciado públicamente para agregar CCS . La planta de energía de Drax ha convertido sus cuatro unidades de carbón, cada una con una potencia de alrededor de 660 MW, en biomasa y planea modernizar CCS a al menos dos unidades. Cada unidad capturaría alrededor de 4 Mtpa. Si nuestro objetivo es capturar 4,5 Gtpa, necesitaríamos más de 1.100 unidades de este tipo en todo el mundo o un equivalente. Sin embargo, la mayoría de las aplicaciones BECCS serán mucho más pequeñas que esto.

DACCS necesita un mayor desarrollo y validación

Las tecnologías de Captura y Almacenamiento Directo de Aire (DACCS) y Utilización (DACCU) se encuentran en las primeras etapas de desarrollo y están muy lejos de alcanzar las escalas de gigatoneladas necesarias para ser impactantesLas plantas comerciales que operan actualmente capturan una cantidad insignificante de CO2 a 0.9 ktpa, y otra planta en desarrollo agregaría 21 ktpa adicionales de captura de CO2. De acuerdo con esta experiencia inicial, los proyectos enfrentan altos requisitos de energía, agua y tierra , pero ofrecen flexibilidad en términos de su ubicación.

La tecnología es comparativamente más cara y la estimación citada con mayor frecuencia es de 600-800 USD / tCO 2 evitadaLos estudios más recientes estiman costes más bajos en el rango de USD 94-232 / tCO 2 evitado, pero estas cifras son solo teóricas y deberán demostrarse.

Los requisitos energéticos difieren según la tecnología utilizada, pero son importantes en todos los casos. Se requieren alrededor de 200 TWh por cada 100 Mt de CO 2 capturado. Por lo tanto, capturar 4 Gtpa para 2050 consumiría 8.000 TWh de electricidad al año, lo que representa alrededor de un tercio del uso de electricidad actualEn el escenario de 1,5 ° C de IRENA, el uso de electricidad aumenta aproximadamente tres veces hasta alcanzar los 70.000 TWh, por lo que el uso adicional de DACCS requeriría un 11% adicional. Esa es una demanda adicional y se suma a un aumento ya hercúleo en el suministro de electricidad. Las implicaciones del uso a gran escala de DACCS para el sistema energético global serán significativas, pero no insuperables.

Actualmente estamos viendo grandes compromisos financieros para acelerar la implementación de DACCS , que, si tiene éxito en impulsar la escala, permitiría que DACCS compensara parte de la necesidad de BECCS y podría permitir la captura de emisiones históricas en otros lugares.

El progreso en la captura de CO 2 es demasiado lento

El ritmo de la ampliación del uso de los procesos de captura de CO 2 en las dos últimas décadas ha sido mucho más lento de lo que predijeron muchos analistas, no solo en la UE sino a nivel mundial. Las capacidades de captura de CO 2  se han duplicado con respecto a hace una década, pero todavía solo alcanzaron 0,04 Gtpa de CO 2 capturado, lo que representa menos del 0,1% de las emisiones globales relacionadas con la energía y los procesosAdemás de las plantas de procesamiento de gas natural, donde el CO 2 debe eliminarse de todos modos para producir gas natural que cumpla con estándares específicos, la captura de CO 2 se ha concentrado en el sector eléctrico y esta tendencia parece continuar, a pesar de que muchas plantas están suspendidas o puestas en espera.

Figura 2 : Plantas comerciales actuales de CCS, CCU y CDR en diferentes etapas de desarrollo

¿Plantas de energía basadas en combustibles fósiles con CCS? Las energías renovables los superan

A los costes actuales, las plantas de energía basadas en combustibles fósiles con CCS no pueden competir con la energía renovable. El LCOE (coste nivelado de la electricidad) de estas plantas con una tasa de captura del 90% es mayor que la planta equivalente sin CCS, dados los mayores costes de capital, la penalización energética de CCS y otros costes operativos (personal, repuestos y consumibles). Por ejemplo, para un CCGT, el LCOE de una planta con CCS (incluido el transporte y almacenamiento de CO 2 ) es potencialmente un 70-140% más alto que el que no tiene en cuenta las emisiones residuales de CO 2 y las emisiones de metano aguas arriba de la producción y el transporte de combustible.

Es probable que se produzcan futuras reducciones de costes a largo plazo en CCS para la producción de energía, pero la falta de impulso hasta la fecha hace que el potencial de reducción de costes de CCS a corto y medio plazo sea incierto. Dado que la producción de energía renovable continúa agregando a una capacidad récord y los costes continúan cayendo rápidamente, es poco probable que la brecha entre la CAC y la energía renovable se reduzca rápidamente. Es poco probable que se implemente la producción de energía de combustibles fósiles con CCS antes de que se implementen porciones significativas de energías renovables con almacenamiento como parte de una ruta neta cero. Esto significará que muy pocas plantas alcanzarán factores de carga altos, ya que tendrán que flexionarse para adaptarse a la generación solar y eólica, lo que afectará aún más su economía.

Los costos de CCS, CCU y CDR son inciertos y varían según la aplicación

Los costes son un factor crucial en las decisiones sobre las funciones futuras de CCS, CCU y CDR. Los defensores de la CAC afirman tener un potencial significativo para los efectos del aprendizaje a través del aprendizaje práctico y el aprendizaje mediante la innovación , y proyectan reducciones significativas de costos en el futuro. No es posible validar tales afirmaciones pero, dado el despliegue limitado hasta la fecha y muchos factores de reducción de costes, es probable que se reduzcan los costes a través del aprendizaje y las economías de escala; sin embargo, hasta qué punto sigue siendo muy incierto. Las estimaciones de costes, incluido el transporte y el almacenamiento de las tecnologías más maduras por aplicación, se encuentran en el rango de USD 22-225 / tCO 2 y dentro de ese rango, los costes de BECCS se encuentran entre 20-105 / tCO 2 .

Figura 3 : Costos de evitar la captura de CO 2 para tecnologías de captura seleccionadas según lo informado por una variedad de publicaciones científicas

Mucho esfuerzo en múltiples frentes en los próximos 10 años

Fit for 55 de la UE: impulso regulatorio y político para CCS, CCU y CDR

La atención política a la CAC en la UE se remonta a 2005, mientras que la regulación de estas tecnologías y la prestación del mecanismo de apoyo financiero comenzaron hace aproximadamente una década. Para reflejar el desarrollo de esa década, el Tribunal de Cuentas Europeo (TCE) en su Informe Especial de 2018 compartió sus percepciones de por qué el despliegue de CAC no se había ampliado como estaba previsto. Explicaron condiciones de inversión particularmente adversas, incertidumbre en los marcos regulatorios y políticas , en algunos países una falta de aceptación pública y un precio del carbono más bajo de lo esperado durante el período 2012-2017 que ascendió a un máximo de EUR 10 / tCO 2 . La ECA también reprochó los procedimientos de selección de proyectos del programa NER300 por ser complejos e inflexibles .

Ahora que el Pacto Verde Europeo compromete a la UE a alcanzar cero neto para 2050, y el precio del carbono de la UE fluctúa actualmente entre 55-64 EUR / tCO 2 , las discusiones sobre el papel de las tecnologías CCS, CCU y CDR han recuperado una nueva ola. de la atención de los responsables de la formulación de políticas y las partes interesadas de la industria, en particular al descarbonizar los sectores industriales difíciles de abatir. Esto ha sido reconocido nuevamente en la evaluación de impacto de 2020 para Fit for 55 , que luego siguió con varias propuestas que abordan los obstáculos del despliegue de CCS, CCU y CDR.

Las propuestas en el marco del RCDE UE , por ejemplo:

  • incentivar ciertos tipos de UCC eximiendo las emisiones de CO 2 almacenadas en un producto (como los materiales de construcción) de la obligación de entregar derechos de emisión;
  • abordar la necesidad de regular la contabilidad del almacenamiento de emisiones de CO 2 de la biomasa (BECCS) a través de actos separados (y potencialmente crear certificados de eliminación de carbono);
  • incluir Contratos de Carbono por Diferencia para garantizar un precio fijo de reducción de CO 2 por encima del precio actual mediante licitaciones competitivas; y
  • ampliar el transporte de CO 2 a otros tipos más allá de las tuberías, al tiempo que se incluyen los combustibles destinados al transporte de CO 2 por carretera en el nuevo ETS para el transporte.

Además, el Mecanismo de Ajuste Fronterizo de Carbono propuesto por la CE aceleraría la eliminación gradual de las asignaciones gratuitas, lo que podría enviar una fuerte señal del precio del carbono y dirigir a las industrias hacia la CACLas revisiones de las reglamentaciones TEN-E y TEN-T tienen como objetivo abordar la inclusión del almacenamiento de CO 2 y otras modalidades de transporte. Incluso se están revisando las Directrices sobre ayudas estatales para proporcionar más exenciones para la protección del medio ambiente y la energía, lo que a su vez respaldaría el despliegue de CAC.

Las primeras convocatorias del Fondo de Innovación , que se basa en el programa NER300, y tiene alrededor de 20 mil millones de euros para gastar entre 2020 y 2030, otorgaron al menos un proyecto a gran escala y dos a pequeña escala centrados en CAC. Además, la UE sigue apoyando los centros, agrupaciones y redes de transporte de CO 2  de la UE a través del Mecanismo Conectar Europa .

COP26

La COP26 atrae una atención considerable a las tecnologías de gestión del carbono. Los eventos paralelos oficiales de la CMNUCC discuten CCS y CDR como formas de acelerar la descarbonización de industrias en países no incluidos en el Anexo 1, el Pabellón de la UE alberga varios eventos sobre el mismo tema, mientras que Estados Unidos, junto con Canadá y Arabia Saudita, lanzaron una misión sobre eliminación de dióxido de carbono, como parte de la Iniciativa de Innovación de la Misión para reducir los costes en la captura de CO 2 de la atmósfera.

Un objetivo de cero o incluso cero neto parece particularmente difícil y aún más en algunos sectores difíciles de abatir que hasta la fecha no han recibido mucha atención o esfuerzo enfocado. Hay algunas señales de que esto está cambiando a medida que diferentes vías, incluidas las tecnologías de gestión del carbono, están ganando impulso y están siendo consideradas por los responsables políticos y la industria.

Fuente: Martina Lyons, directora asociada de programas, sectores de innovación y uso final, en IRENA

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