Ha llegado el momento: La administración Biden debe adoptar normas estrictas de emisión de CO2 para el sector eléctrico
El problema de la contaminación climática procedente del sector energético es tan grave que exige tanto empujes como tirones, es decir, incentivos gubernamentales que ayuden a atraer a la industria hacia una acción positiva en combinación con una regulación de la contaminación peligrosa y perjudicial para la salud que empuje a los que no avanzan lo suficientemente rápido. No es frecuente que una industria esté sujeta a una política de empuje y de atracción al mismo tiempo, pero cuando lo está, puede liberar un importante potencial de reducción drástica de las emisiones. Es el caso de los depuradores de carbono en las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles.
La Ley de Reducción de la Inflación, aprobada este verano, ofrece incentivos al sector eléctrico Estados Unidos para la transición a energías limpias. Al mismo tiempo, el gobierno de Biden tiene la obligación de dictar normas estrictas de emisión de dióxido de carbono para el sector eléctrico en virtud de la Ley de Aire Limpio a la luz de Virginia Occidental contra la EPA.
La Ley exige a la Agencia de Protección del Medio Ambiente (EPA) que estudie todos los sistemas de control de la contaminación debidamente demostrados para el sector eléctrico; que elija el mejor de ellos, teniendo en cuenta los costes, la energía y los factores ambientales; y que establezca normas de emisión basadas en ese mejor sistema. A continuación, los Estados y las empresas eléctricas deben cumplir los límites de contaminación por los medios que elijan.
Para que una tecnología se demuestre adecuadamente, no es necesario que esté en cada esquina. De hecho, en ausencia de incentivos y regulación, es poco probable que la industria implante controles de contaminación por sí sola. En su lugar, la EPA debe demostrar que el sistema está disponible, y puede hacer esa demostración por cualquier número de medios: garantías de proveedores, revisión de la literatura, plantas piloto, programas de pruebas o experiencia con la tecnología en otras industrias. La tecnología de captura y secuestro de carbono reúne todos estos requisitos. No hay barreras tecnológicas que impidan el despliegue de la captura de carbono en el sector eléctrico, sólo ha habido una falta histórica de incentivos y regulación.
Las industrias llevan décadas utilizando la captura y almacenamiento de carbono. Ahora que la Ley de Reducción de la Inflación es ley, se están estudiando más aplicaciones de la captura de carbono en centrales eléctricas, como ilustra el mapa siguiente. Muchos de los proyectos de captura de carbono en el sector energético que se están estudiando corresponden a centrales de ciclo combinado de gas natural (CCGN). La tabla siguiente muestra que al menos 14 proyectos de captura de carbono en centrales de ciclo combinado de gas natural están llevando a cabo trabajos de ingeniería de detalle, denominados estudios de diseño de ingeniería inicial (FEED, por sus siglas en inglés), para planificar a fondo un proyecto. Estos estudios FEED demuestran el interés real y la capacidad de la industria para adoptar la captura de carbono. No son meros ejercicios teóricos: Los estudios FEED utilizan los equipos y conocimientos disponibles en la actualidad para proporcionar planes de ingeniería y estimaciones de costes que permitan tomar decisiones de inversión sustanciales.
Estados Unidos Mapa de proyectos de captura de carbono (proyectos de carbón y gas)
Proyectos de captura y almacenamiento de carbono en gas natural
| Proyecto | Talla | Cantidad | Notas |
|---|---|---|---|
| Panda Energy, TXi | 420 MW | 645.000-1 millón de toneladas al año según el factor de capacidad | GNCC existente, FEED finalizado |
| Centro de energía Quail Run, TX | 550 MW | 1,5 millones de toneladas/año | GNCC existente, FEED |
| Centro energético Deer Creek, TXii | 1.116 MW | 5 millones de toneladas/año | GNCC existente, FEED |
| Centro Energético de Baytown, TX | |||
| Centro de Energía Delta, CAiii | 857 MW | 2,3 millones de toneladas/año | GNCC existente, FEED |
| Planta Barry, ALiv | 525 MW | 1,5 millones de toneladas/año | GNCC existente, FEED |
| Central eléctrica de Polk, FLv | ~280 MW | ~800.000 toneladas/año | GNCC existente, FEED |
| LG&E | 700 MW | 1,7 millones de toneladas/año | GNCC existente, FEED |
| Mustang Station, TXvi | 460 MW | 1,6 millones de toneladas/año | GNCC existente, FEED |
| Chevron Kern River Eastridge, CA | 50 MW, vapor | 300.000 toneladas/año | Cogen existente, Pre-FEED |
| CalCapture, CA | 550 MW | Hasta 1,4 millones de toneladas/año | GNCC existente, FEED |
| Coyote Clean Power, CO | 280 MW | 850.000 toneladas/año | Nuevo Gas Natural, Ciclo Allam, Pre-FEED |
| Broadwing Clean Energy, IL | 280 MW | 850.000 toneladas/año | Nuevo Gas Natural, Ciclo Allam, Pre-FEED |
| Competitive Power Ventures , WV | 1800 MW | No anunciado, pero superior a 4 millones de toneladas/año | Nuevo NGCC-CCS, desarrollo temprano |
Otras seis centrales de carbón también están realizando estudios FEED, como se indica en el cuadro siguiente.
Proyectos de captura y almacenamiento de carbono en carbón
| Proyecto | Talla | Cantidad | Notas |
|---|---|---|---|
| Proyecto Tundra, ND | 455 MW | 3,3 millones de toneladas/año | FEED completo |
| Dry Fork, WY | 400 MW | 2,2 millones de toneladas/año | Pre-FEED |
| Dave Johnson, WY | 330 MW | 1,26 millones de toneladas/año | Pre-FEED |
| Gerald Gentleman, NE | 700 MW | 4,3 millones de toneladas/año | Pre-FEED |
| Madison Unidad 3, LA | 600 MW | 3,6-5,0 millones de toneladas/año | GNCC, FEED |
| Estado de las praderas, IL | 800 MW | 6,2-8,2 millones de toneladas/año | FEED completo |
La magnitud de la captura deCO2 de estas plantas es significativa. En la actualidad, Estados Unidos captura y secuestra permanentemente unos 16 millones de toneladas métricas anuales procedentes de fuentes industriales. Si se construyen todos estos proyectos de CAC en centrales de gas y carbón de Estados Unidos , se alcanzarán casi 50 millones de toneladas métricas de captura de carbono al año, más del doble de lo que captura actualmente Estados Unidos . Estos proyectos indican claramente que la tecnología de captura de carbono está suficientemente demostrada, comercialmente disponible y es lo bastante asequible como para que se la considere seriamente. Si no fuera así, los desarrolladores se centrarían en otras áreas.
Otros países también están considerando la captura de carbono en centrales de gas natural. Dado que estos países carecen de los incentivos que ofrece Estados Unidos , tienen menos proyectos propuestos, como se muestra en la tabla siguiente. Aun así, esto indica que la tecnología de captura está disponible y adecuadamente demostrada.
Proyectos internacionales de captura y almacenamiento de carbono
| Proyecto | Talla | Cantidad | Notas |
|---|---|---|---|
| Genesee 1 y 2, Alberta Canadávii | 1.360 MW | 3 millones de toneladas/año | Central de carbón repotenciada con GNCC-CCS |
| Peterhead, Reino Unido | 910 MW | 1,5-2 millones de toneladas/año | Nuevo GNCC, FEED |
| Keady, Reino Unido | 910 MW | 1,5 millones de toneladas/año | Nuevo GNCC, FEED |
| Net-Zero Teeside, Reino Unido | 860 MW | Hasta 2 millones de toneladas/año | Nuevo GNCC, FEED |
| Staythrope, Reino Unido | 1.700 MW | No anunciado | GNCC, FEED |
Una larga experiencia avala la tecnología de captura en las centrales eléctricas. En décadas pasadas, la captura de gas natural ayudó a demostrar la captura de carbono en el carbón. Por ejemplo, hace doce años, MHI utilizó su experiencia con la captura en calderas alimentadas con gas natural para demostrar la captura en carbón en la planta Barry de Southern Company en Alabama, en una planta de 25 MW. El éxito en Plant Barry permitió a Petra Nova aplicar la captura de carbono a una escala mucho mayor. Del mismo modo, Fluor desarrolló un proyecto de captura de carbono en la central NGCC de Bellingham (Massachusetts) entre 1991 y 2005, capturando entre el 85% y el 95% delCO2 de una estela de 40 MW. Utilizaron esta experiencia para diseñar un proyecto piloto de captura en una central térmica de carbón en Wilhelmshaven(Alemania), que funcionó en 2012. Estas experiencias en centrales eléctricas de carbón pueden trasladarse a las centrales de ciclo combinado de gas natural. A menudo utilizan la misma familia de disolventes para capturar el dióxido de carbono, con pequeños cambios para tener en cuenta las diferencias en la composición de los gases de combustión. Estos disolventes se han sometido a años de pruebas. Desde 2012, muchos de los principales proveedores de disolventes de captura de carbono (como Aker, Cansolv, Fluor, ION, Carbon Clean Solutions y MHI) han llevado a cabo importantes campañas de pruebas en el Centro Tecnológico de Mongstad (Noruega), que puede capturar 80 toneladas métricas al día de gases de combustión de ciclo combinado. Las últimas campañas de pruebas han incluido demostraciones de captura deCO2 con un funcionamiento flexible de la planta.
Por último, es importante reconocer la importancia de unas normas sólidas basadas en la tecnología para avanzar hacia nuestros objetivos climáticos: sin ellas, sencillamente, no podremos acercarnos a nuestros objetivos. Para que estos controles de la contaminación por carbono funcionen en las centrales térmicas de carbón es necesario aplicar los controles de contaminación atmosférica más avanzados, y en las CCGN también deben utilizarse los controles más avanzados. El clima y las comunidades salen ganando.
i Véase también W.R. Elliot, Front-End Engineering Design (FEED) Study for a Carbon Capture Plant Retrofit to a Natural Gas-Fired Gas Turbine Combined Cycle Power Plant (2022), https://www.osti.gov/servlets/purl/1836563.
ii Véase también, Deer Park Energy Center, Calpine, https://www.calpine.com/deer-park-energy-center (última visita el 6 de febrero de 2023).
iii Véase también, Andrew Awtry, ION Clean Energy, "Project Delta" Front-End Engineering and Design for a CO2 Capture System at Calpine's Delta Energy Center (2022), https://netl.doe.gov/sites/default/files/netl-file/22CM_PSC17_Awtry_0.pdf (presentado en el National Energy Technology Laboratory Carbon Management Project Review Meeting, 15-19 de agosto de 2022).
iv Véase también, Landon Lunsford, Southern Company Services, Inc., Front End Engineering Design of Linde-BASF Advanced Post-Combustion CO2 Capture Technology at a Southern Company Natural Gas-Fired Power Plant (2022), https://www.osti.gov/servlets/purl/1890156.
v El Formulario de Designación de Exclusión Categórica del Departamento de Energía para el Estudio FEED sugiere que sólo la Unidad 2 es objeto del estudio FEED. Por lo tanto, la cantidad deCO2 sujeta al FEED se revisa a la baja con respecto al anuncio del DOE. Dep't of Energy, NETL, Categorical Exclusion (CX) Designation Form for Project No. DE-FOA-0002515 (2022), https://www.energy.gov/sites/default/files/2022-11/CX-026914.pdf.
vi Véase también, Gary Rochelle et al., Cost Details from Front-End Engineering Design of Piperazine with Advanced Stripper (2022), https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=4281548.
vii Véase también, Burns & McDonnell Delivers on Capital Power's Genesee Repowering Project, Burns & McDonnell (29 de septiembre de 2021), https://www.burnsmcd.com/news/capital-power-genesee-repowering-project.
