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Acelerará la transición hacia un sistema energético libre de carbono

El freno del calentamiento global pasa por ambiciosos objetivos de descarbonización de la economía del planeta. De hecho, aún no existen las tecnologías que permitan de una forma económicamente aceptable dicha descarbonización. Y ésta no pasa únicamente por la eficiencia energética y la conversión de nuestro mix de generación a plenamente renovable, sino que requerirá complementarlo con el uso de tecnologías de Captura y Almacenamiento de CO2 (CAC), tanto de combustibles fósiles como usando biomasa (Bioenergy with Carbon Capture and Storage, BECCS). Algunas proyecciones asignan a las tecnologías de CAC la responsabilidad de contribuir con el 14% a la disminución total de emisiones de CO2.

Para la captura y el almacenamiento de CO2 hacen falta tres etapas consecutivas: (1) separación del CO2 emitido por la industria y fuentes relacionadas con la generación de energía del resto de gases que lo acompañan; (2) el transporte de CO2 a un lugar de almacenamiento; y (3) su aislamiento de la atmósfera a largo plazo (de siglos a milenios). La aplicación más directa de esta vía de reducción de emisiones de CO2 puede realizarse en las centrales de producción de energía eléctrica, ya que son fuentes de emisión de CO2 focalizadas y además representan el 42% de las emisiones totales de CO2 antropogénicas mundiales.

Captura de CO2

Los humos generados en la combustión de combustibles fósiles contienen entre el 4 y el 14% de CO2, dependiendo del combustible utilizado, siendo el resto principalmente N2. Si se quisiera almacenar directamente esa corriente los costes de transporte serían prohibitivos, debido a la dificultad de mover un caudal tan alto y a las dificultades técnicas de comprimir una corriente diluida de CO2. Asimismo, se disminuiría el tiempo de utilización de los depósitos de CO2. Por ello es necesaria la utilización de tecnologías que permitan la separación del CO2 del resto de gases de la combustión, siendo esta la etapa más costosa del proceso global. Existen tres posibles vías de captura de CO2 en los sistemas de producción de energía:

Captura posterior a la combustión

En estos sistemas de captura de CO2 se separa el CO2 de los gases de combustión producidos en la combustión del combustible primario con aire, como se muestra en la Figura 1. Esta separación se puede hacer por distintos métodos: absorción física o química, membranas, métodos criogénicos, adsorción, etc. De estos procesos de captura los más desarrollados a día de hoy son los métodos de absorción químicos con aminas. El proceso de captura de CO2 se lleva a cabo en torres de absorción, donde la amina se rocía a contracorriente de los gases de salida de la combustión, absorbiéndose en el proceso gran parte del CO2 presente. A continuación, la amina se regenera en una torre de regeneración por arrastre con vapor y se produce una corriente concentrada de CO2 para su posterior almacenamiento.

Figura 1. Captura de CO2 posterior a la combustión

Estos procesos tienen una penalización energética elevada debido a la necesaria regeneración del absorbente para su reutilización. Además, la separación de CO2 ha de realizarse en una corriente diluida (concentración de CO2 entre el 4-14%) y a presión atmosférica, lo que aumenta los costes de operación y de inversión. Se estima una pérdida global de rendimiento energético usando estas tecnologías entre 8% y 16% en centrales de carbón y entre un 5% y un 10% en centrales de ciclo combinado de gas natural [1].

Captura previa a la combustión

Este proceso consiste en la eliminación del carbono en una etapa previa a la combustión (precombustión). En la Figura 2 se muestra el esquema general de los sistemas de captura de CO2 previa a la combustión. En este proceso se lleva a cabo la gasificación o reformado de combustibles fósiles que da lugar a una corriente rica en CO y H2. Este gas de síntesis se lleva a un reactor donde se produce la reacción de intercambio (Water Gas Shift (WGS)) donde se transforma el CO en CO2 produciendo en el proceso H2. Finalmente se separa el CO2 de la corriente gaseosa, por un proceso semejante al utilizado en la captura de CO2 posterior a la combustión, obteniéndose una corriente de H2 prácticamente pura. La mayor ventaja de este proceso es que genera H2 como producto, que puede ser aprovechado de diferentes formas, tanto en la combustión en turbinas de gas para la producción de energía eléctrica, como para su uso en el transporte por medio de celdas de combustible y/o motores de combustión interna.

 

Figura 2. Captura de CO2 previa a la combustión

Los procesos de precombustión tienen menores penalizaciones energéticas, ya que la separación CO2-H2 se realiza a presiones medias (20-40 atm), y concentraciones de CO2 altas (~40%) por lo que la penalización energética del proceso de separación es menor que en el caso de la separación posterior a la combustión. Sin embargo, hay que señalar que para el proceso de gasificación se usa O2, el cual hay que separar del aire por métodos criogénicos. Se estima una penalización energética en un proceso con reformado de gas natural entre el 4% y el 11% y en la gasificación de carbón entre el 7% y el 13% [1].

Combustión sin N2 u oxicombustión

Los sistemas de combustión sin nitrógeno (oxicombustión) utilizan oxígeno en lugar de aire para la combustión del combustible con objeto de producir un gas de combustión compuesto únicamente por vapor de agua y CO2. Esto da origen a una corriente con alta concentración de CO2 y fácilmente separable del vapor de agua por condensación. Un esquema de este proceso se puede observar en la Figura 3.

 

Figura 3. Captura de CO2 por oxicombustión

Además, al llevarse a cabo la combustión con O2 se produciría un incremento muy elevado de la temperatura en la cámara de combustión. Para evitarlo se debe recircular CO2 para rebajar la temperatura de combustión. El inconveniente de esta tecnología es el empleo de O2 puro cuya producción tiene una importante penalización energética debida al proceso de separación del O2 del aire. Se estima una pérdida de rendimiento alrededor del 6-9% para planta de carbón y entre 5 y 12% para plantas de gas natural.

Respecto a la viabilidad económica, los costes de las tecnologías de CAC podrían ser aceptables en función del precio del combustible y del coste de las emisiones de CO2. El precio del combustible es fundamental para saber cuál será el futuro coste por tonelada de CO2 evitada. Por ejemplo para una planta de carbón pulverizado supercrítico mejorada con sistemas CAC, dicho coste varía entre 20 y 90 $ por tonelada de CO2 evitada. En el caso de una planta de gas natural con ciclo combinado con sistemas CAC, los costes varían entre 60 y 100 $ por tonelada de CO2 evitada.

Respecto a las tecnologías de oxicombustión, aunque muestran un coste por tonelada de CO2 evitada muy similar a los obtenidos con tecnologías post-combustión, se estima que el coste eléctrico es ligeramente inferior para una planta de generación de energía optimizada para el uso de tecnologías CAC (63 €/MWh frente a los 67 €/MWh de la post-combustión). Por lo tanto, es la tecnología que potencialmente representa la opción más económica de las tres. Sin embargo, al ser la tecnología más joven, necesita de un gran esfuerzo investigador y económico para ponerla a punto y reducir los actuales costes. Por estos motivos se están investigando nuevos procesos de captura de CO2 para reducir la penalización energética y los costes de captura de CO2.

Dentro de los sistemas de combustión sin nitrógeno (oxicombustión), se ha propuesto el proceso de combustión indirecta o Chemical Looping Combustion (CLC) como una alternativa viable a la producción de energía con captura de CO2. Este proceso tiene menor coste de captura que cualquier otro proceso evaluado, ya sea post-, pre- u oxicombustión. De hecho, se estima que para el proceso CLC, el coste por tonelada de CO2 evitada es de 10-20€, frente a los 30-40 € para una central de ciclo combinado con gasificación integrada, o 30-60 € para el proceso de oxicombustión.

El proceso CLC se basa en realizar la transferencia de oxígeno del aire al combustible por medio de un transportador de oxígeno en forma de óxido metálico (MexOy), sin poner en ningún momento en contacto el combustible con el aire. Para ello, se utilizan dos reactores de lecho fluidizado interconectados, como se muestra en la Figura 4 [2], con el transportador de oxígeno circulando continuamente entre ellos. Esta configuración, que es similar a la existente en una caldera de lecho fluidizado circulante (CFB), permite un buen contacto sólido-gas y una circulación adecuada del transportador sólido de oxígeno entre ambos reactores.

En este proceso se puede usar óxidos de diferentes metales como Fe, Cu, Mn, etc., como transportadores de oxígeno. En el caso de usar el sistema Fe2O3/Fe3O4 como transportador de oxígeno y CH4 como combustible, el proceso que tiene lugar es el siguiente. En el reactor de reducción el óxido metálico (Fe2O3) se reduce a metal (Fe3O4) por reacción con el combustible. Al oxidarse el combustible se genera únicamente CO2 y vapor de agua, fácilmente separables por condensación, quedando una corriente gaseosa de CO2 lista para su transporte y almacenamiento. En el reactor de oxidación el transportador de oxígeno reducido (Fe3O4) se regenera oxidándose a Fe2O3con el oxígeno del aire y obteniéndose a la salida una corriente de N2, junto con O2 si se ha introducido aire en exceso.

 

Figura 4. Esquema conceptual del proceso CLC

La energía generada en la combustión es equivalente a la obtenida en la combustión convencional. Este sistema tiene una baja penalización energética debido a que no es necesaria la separación de CO2 de ningún otro gas (excepto el H2O). Esta es la principal ventaja del sistema CLC frente a cualquier otro sistema de captura de CO2 (absorción química, física, sistemas de adsorción, etc.).

Se han realizado diferentes estudios que avalan la viabilidad de este proceso con distintos prototipos en plantas de CLC tanto con combustibles gaseosos (CH4, gas de síntesis, etc.) en un intervalo de potencia entre 10 y 140 kWt, como con combustibles sólidos (carbón y biomasa) llegando a plantas piloto de 3 MWt, usando óxidos de diferentes metales como transportadores de oxígeno (Ni, Cu, Fe, Co o Mn).

No hay disponibles todavía modelos de prospectiva energética en España capaces de cuantificar el grado de penetración de la CAC en los próximos años. Pero se estima que para cubrir con captura y almacenamiento de CO2 el 10% del esfuerzo de mitigación que España debe realizar antes del 2030 (5700 Mt CO2 equivalente), sería necesaria la instalación de una central térmica de 1000 MWe con captura de CO2 cada año desde el 2020 hasta el 2030. Esto requeriría disponer de almacenamiento para 725 Mt CO2 en el mismo periodo.

A largo plazo, el potencial de la CAC puede ser mucho mayor, dependiendo de la evolución de los precios de los combustibles y del CO2, así como de la inclusión en el panorama de captura de tecnologías CAC aplicadas a biomasa y combustibles de automoción. En este caso, cubrir con CAC un 20% del esfuerzo de mitigación en España hasta el 2050 supondría disponer de capacidades de almacenamiento de 5000 Mt/CO2 entre 2020-50. A pesar de la magnitud de estas cifras, hay que resaltar de nuevo la viabilidad técnica y económica de la captura y almacenamiento de CO2 como gran opción de mitigación de cambio climático. Las tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 pueden ser una de las herramientas clave en España para lograr en las próximas dos décadas reducciones drásticas de emisiones de CO2 haciendo uso de tecnologías existentes.

Transporte y Almacenamiento de CO2

Antes del almacenamiento del CO2 secuestrado, este debe pasar por una serie de etapas para su compresión y posterior transporte al punto de inyección. El CO2 transportado variará en sus propiedades en función del tipo de proceso y del combustible usado. Estas propiedades incidirán directamente sobre el material del ceoducto, principalmente las impurezas presentes, junto a la presión y temperatura del CO2. Este transporte se puede realizar por tubería, este deberá ser comprimido a presiones entre 100 y 200 bar, donde el CO2 está en fase densa y se comporta como un líquido, y/o por barco donde el CO2 debe ser licuado a -30ºC y entre 15-20 bares de presión.

Respecto al transporte terrestre de CO2 por ceoducto, existe una larga experiencia relacionada con la tecnología de extracción mejorada de petróleo (EOR). EEUU cuenta con la mayor red de transporte de CO2, transportando 45 Mt/año de CO2 a lo largo de un entramado de unos 6300 km de ceoductos.

Finalmente, el último paso es el almacenamiento del CO2 capturado. Hay diversas formas de almacenamiento, pero todas deben cumplir con unos criterios comunes. Estos criterios son:

  • Seguridad: estabilidad en el almacenamiento, sin fugas. Duración del almacenamiento de siglos a milenios.
  • Bajos costes, incluyendo el transporte.
  • Minimizar el impacto ambiental y riesgos medioambientales.
  • Cumplir con la legislación vigente.

Para el almacenamiento de CO2 se están estudiando principalmente dos opciones: almacenamiento geológico y el almacenamiento oceánico [3]. La capacidad global de almacenamiento de CO2 depende del lugar elegido. Como se puede ver en la Tabla 1, la mayor capacidad de almacenamiento es el oceánico, seguido de los acuíferos salinos y los yacimientos de gas y petróleo usado. El principal problema del almacenamiento oceánico es el impacto ambiental que podría generar en las zonas donde se deposite, ya que al formarse carbonatos y bicarbonatos produce una bajada del pH de la zona. Debido a ello, este tipo de almacenamiento ha pasado a un segundo plano. Será necesario un mayor esfuerzo investigador en el tema para minimizar los posibles efectos que causaría este tipo de almacenamiento.

Opción Capacidad (Gt CO2)
Océano 18000 – 7*107
Acuíferos Salinos 1700 – 3700
Pozos Agotados (Gas y Petróleo) 675 – 900
Pozos de Carbón Inexplorables 3 – 200

Tabla 1. Capacidad de almacenamiento de CO2 de diferentes emplazamientos. Emisiones actuales ~ 27 Gt CO2/año

Actualmente la opción más viable de almacenamiento se considera que es en acuíferos salinos saturados a gran profundidad (y que están inmovilizados a 800-900 m). El conocimiento de la tecnología necesaria para este tipo de almacenamiento esta bien desarrollado y probado en su uso en el proceso “Enhanced Oil Recovery” (EOR) para la extracción mejorada de petróleo. Esta tecnología se aplica con éxito desde los años 70 del siglo pasado. Actualmente existen un elevado número de proyectos en marcha para la aplicación de esta tecnología en el mundo. Entre ellos la plataforma de Sleipner ha sido el primer proyecto a escala comercial dedicado al almacenamiento en un acuífero salino profundo de CO2 (a 800m de profundidad). La plataforma de Sleipner está situada a 250 km al norte de la costa noruega en el Mar del Norte. De ella se extrae gas natural con alta concentración de CO2 (alrededor del 9%). Desde 1996 se está inyectando en una formación salina de la propia plataforma del orden de 1 Mt de CO2 al año, y en la cual se espera introducir alrededor de 20 Mt de CO2 durante su vida útil [4].

Bibliografía

[1] Ghoniem, A. F., Needs, resources and climate change: Clean and efficient conversion technologies. Progr. Energy Combust. Sci. 2011, 37, (1), 15-51.

[2] Lyngfelt, A.; Leckner, B.; Mattisson, T., A fluidized-bed combustion process with inherent CO2 separation; Application of chemical-looping combustion. Chem. Eng. Sci. 2001, 56, (10), 3101-3113.

[3] IPCC, IPCC Climate Change 2007: Synthesis Report. Cambridge University Press: Cambridge, UK, 2007.

[4] Hermanrud, C.; Andresen, T.; Eiken, O.; Hansen, H.; Janbu, A.; Lippard, J.; Bolås, H. N.; Simmenes, T. H.; Teige, G. M. G.; Østmo, S., Storage of CO2 in saline aquifers–Lessons learned from 10 years of injection into the Utsira Formation in the Sleipner area. Energy Procedia 2009, 1, (1), 1997-2004.

[5] Riddiford, F.; Wright, I.; Bishop, C.; Espie, T.; Tourqui, A., Monitoring geological storage the In Salah Gas CO2 storage project. Proceedings of the 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies 5. Vancouver, Canada, 2005, 2, 1353-1359.

 

Iñaki Adánez Rubio

idanez Dr. en Ingeniería Química por la Universidad de Zaragoza. Ha desarrollado gran parte de su carrera investigadora en el Grupo de Combustión y Gasificación del Instituto de Carboquimica (ICB-CSIC) en Zaragoza. Durante el cual contribuyó a la demostración experimental del proceso CLOU (Chemical Looping with oxygen Uncoupling). Por su tesis doctoral recibió las siguientes menciones: Premio Medioambiente de Aragón 2015, Ámbito Innovación e Investigación; Premio a la mejor tesis doctoral en Tecnologías de captura, transporte, almacenamiento y usos del CO2, 2º Edición de los Premios PTECO2 2015; Finalista del 8º Premio Jóvenes Investigadores del Grupo Español del Carbón 2017. Actualmente desarrolla su post-doc Juan de la Cierva en el grupo de Procesos Termoquímicos de la Universidad de Zaragoza.