La captura y almacenamiento de carbono ( CCS ) es una tecnología que puede capturar las emisiones de dióxido de carbono (CO2 ) producidas por combustibles fósiles en la electricidad y los procesos industriales, lo que evita que el CO2 entre en la atmósfera. La captura y almacenamiento de carbono también se utiliza para secuestrar el CO2 filtrado del gas natural de ciertos yacimientos de gas natural. Si bien, por lo general, el CO2 no tiene valor después de ser almacenado, la recuperación mejorada de petróleo utiliza el CO2 para aumentar el rendimiento de los yacimientos petrolíferos en declive.
Actualmente no hay proyectos de CCS a gran escala en funcionamiento en Australia, aunque el proyecto de gas Gorgon cumplirá los requisitos cuando esté en pleno funcionamiento. A pesar de los múltiples proyectos de demostración de CCS en las centrales eléctricas de carbón australianas , ninguna de las plantas de carbón de Australia está capturando CO2 actualmente ni tiene un plazo para hacerlo. Los modelos del Tesoro australiano indican que no se espera que la CCS sea comercialmente viable hasta la década de 2030. [1] El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) estima que el potencial económico de la CCS podría estar entre el 10% y el 55% del esfuerzo total de mitigación del carbono hasta 2100. [2]
En el presupuesto de 2017 , el gobierno de Turnbull anunció el cese del Fondo de Demostración de Tecnología de Bajas Emisiones en el año fiscal 2017 y el cese de la financiación de la justificación comercial para el programa de Captura y Almacenamiento de Carbono en el año fiscal 2019. [3] Esto se suma al presupuesto de 2015 , donde el gobierno de Abbott recortó $460 millones de proyectos de investigación de CCS dejando $191,7 millones para continuar con los proyectos existentes durante los próximos siete años. El programa ya había sido recortado por el gobierno laborista anterior y gran parte de la financiación permaneció sin asignar. [4]
En Australia, los principales lugares de emisión se encuentran en los valles de Latrobe y Hunter . El valle de Latrobe tiene un potencial considerable de almacenamiento a unos pocos cientos de kilómetros en el estrecho de Bass , que el proyecto CarbonNet estaba investigando (véase más adelante). No hay perspectivas de almacenamiento particularmente prometedoras cerca del valle de Hunter. Las áreas geológicamente prospectivas incluyen la plataforma noroeste (véase el proyecto de gas Gorgon más adelante) y el estrecho de Bass. Australia tiene cuencas muy extensas con formaciones salinas profundas, tanto en tierra como particularmente en alta mar, en las que se pueden disolver grandes cantidades de dióxido de carbono. En esas formaciones, Australia tiene un recurso potencial de almacenamiento de dióxido de carbono equivalente a muchos cientos de años de emisiones al ritmo actual. Ahora se está trabajando para evaluar completamente el potencial de almacenamiento. [7]
En noviembre de 2008, el Gobierno de la Mancomunidad de Australia aprobó la Ley de modificación de la legislación sobre petróleo en alta mar (almacenamiento de gases de efecto invernadero) de 2008, que establece un marco regulatorio para el almacenamiento de dióxido de carbono en aguas federales en alta mar.
La Ley Victoriana de Secuestro Geológico de Gases de Efecto Invernadero de 2008 (Nº 61 de 2008) recibió la sanción real el 5 de noviembre de 2008. Proporciona un marco jurídico específico que permite la inyección en tierra y el almacenamiento permanente de sustancias de gases de efecto invernadero. El gobierno estatal también ha desarrollado un marco regulatorio para los sitios de almacenamiento en alta mar (es decir, aquellos sitios que se encuentran dentro de la extensión de 3 millas náuticas de la jurisdicción estatal; la Ley de Almacenamiento de Petróleo y Gases de Efecto Invernadero en Alta Mar de 2010. [8]
Tanto los gobiernos estatales como federales de Australia han contribuido de manera importante a la investigación y el desarrollo de la CCS. Las iniciativas de CCS del gobierno federal incluyen el CO2CRC (fundado en 2003), el Fondo de Demostración de Tecnología de Bajas Emisiones (2004-2017), la financiación de la Asociación Asia-Pacífico para el Desarrollo Limpio y el Clima (2006-2011, energías renovables, CCS y otros), la Iniciativa Nacional de Carbón de Bajas Emisiones (fundada en 2008), el Instituto Global de CCS (fundado en 2009), los proyectos emblemáticos de captura y almacenamiento de carbono (2009-2019), el Fondo de Investigación, Desarrollo y Demostración de Captura y Almacenamiento de Carbono (2015-2016) y el Plan Nacional de Infraestructura de CO2 operado por Geoscience Australia (2012-2016). [9]
Los compromisos de financiación federal para estas iniciativas ascienden a entre 3.500 y 3.600 millones de dólares, de los cuales entre 1.300 y 1.600 millones ya se han comprometido o se espera que se comprometan. [9]
En febrero de 2017, el primer ministro Malcolm Turnbull dijo: [10]
Hemos invertido 590 millones de dólares desde 2009 en investigación y demostración de tecnología de carbón limpio y, sin embargo, no tenemos una sola central eléctrica moderna a carbón, de alta eficiencia y bajas emisiones, y mucho menos una con captura y almacenamiento de carbono.
En abril de 2018, una investigación parlamentaria escuchó de investigadores del sector energético que la captura y el almacenamiento de carbono requieren un precio al carbono para ser viables. [11]
En Australia no existen proyectos comerciales de captura y almacenamiento de CO2 a gran escala. El Global CCS Institute define "gran escala" como 400.000 toneladas de CO2 al año, u 800.000 toneladas al año en el caso de una planta de carbón. [12] Anteriormente utilizaba un umbral de un millón de toneladas al año. [13]
A continuación se enumeran los proyectos de demostración y los proyectos propuestos y en construcción con breves descripciones.
El Proyecto CO2CRC Otway en el oeste de Victoria es un proyecto de demostración que ha inyectado y almacenado más de 65.000 toneladas de dióxido de carbono en un depósito de gas natural agotado a 2 km por debajo de la superficie de la Tierra. El proyecto fue propuesto por primera vez a la Junta del entonces Centro Australiano de Investigación Cooperativa del Petróleo (APCRC) en marzo de 1998. [14] No ha habido señales de fugas según un programa integral de monitoreo y verificación. Se extrae una mezcla de dióxido de carbono y gas metano de un pozo en el campo de Bathurst, luego se comprime y se transporta a través de un gasoducto dedicado al campo de Naylor a dos kilómetros de distancia. Luego, los gases se inyectan en el depósito de gas agotado a través de un pozo de inyección dedicado. Un pozo cercano (anteriormente utilizado para producir gas natural) se utiliza para monitorear el dióxido de carbono inyectado. Una segunda etapa del proyecto, que incluye la evaluación del almacenamiento de dióxido de carbono en formaciones salinas profundas, ha sido muy exitosa y proporcionó datos para estimar la capacidad de almacenamiento de CO2 utilizando una innovadora prueba de un solo pozo. El proyecto es la primera demostración de geosecuestro en Australia y uno de los proyectos de investigación de geosecuestro más grandes del mundo. [15] Esta área tiene una exploración activa de recursos geotérmicos y petroleros y ha sido apoyada por trabajos geotécnicos realizados por el sector público y el sector privado.
El proyecto de captura de postcombustión del valle de Latrobe fue una colaboración conjunta entre Loy Yang Power, International Power Hazelwood, el gobierno e investigadores del proyecto Energy Transformed Flagship de CSIRO y CO2CRC (incluidas las universidades de Monash y Melbourne), que implicó investigaciones en las centrales eléctricas de Loy Yang y Hazelwood . La planta piloto de 10,5 metros de altura en Loy Yang fue diseñada para capturar hasta 1.000 toneladas de CO2 por año de los conductos de gases de escape de la central eléctrica. Se esperaba que las pruebas futuras implicaran el uso de una gama de diferentes líquidos de captura de CO2 . El 9 de julio de 2008, el director de tecnología energética de CSIRO, el Dr. David Brockway, anunció que se había capturado dióxido de carbono (CO2 ) de los gases de combustión de la central eléctrica en una planta piloto de captura de postcombustión (PCC) en la central eléctrica de Loy Yang en el valle de Latrobe, Victoria. El propósito de la planta piloto es realizar investigaciones, no capturar todas las emisiones de la central eléctrica. [16]
Otros proyectos gubernamentales en esta zona dieron lugar a numerosos estudios geotécnicos que analizan la migración, el atrapamiento y las fugas de gas y líquido. Si bien se ha descrito la zona de Gippsland como un margen de cuenca, esto es un tanto vago. La zona define un importante cinturón plegado en tierra y en alta mar. El riesgo clave para la inyección de CO2 en la zona es la capacidad de mantener el gas en el suelo. El gobierno y empresas privadas han realizado múltiples estudios regionales y locales en la zona. [17]
En 2016 se anunció el Proyecto de Postcombustión PICA, una colaboración conjunta entre CSIRO , IHI Corporation (proveedor de tecnología japonés) y AGL , que utilizará una planta piloto para probar líquidos de captura de CO2 durante un período de dos años. [18]
El CO2CRC puso en funcionamiento tres plataformas de investigación de captura de dióxido de carbono en las instalaciones de investigación de gasificadores de HRL en Mulgrave, Melbourne, Victoria. Las plataformas del CO2CRC capturaron dióxido de carbono del gas de síntesis , el producto del gasificador de lignito, utilizando tecnologías de disolventes, membranas y adsorbentes. Las tecnologías de captura son igualmente aplicables al gas de síntesis de lignito y lignito, gas o combustibles de biomasa. Durante el proyecto, los investigadores evaluaron cada tecnología en cuanto a eficiencia y rentabilidad. Las tecnologías avanzadas de gasificación son muy adecuadas para la captura de dióxido de carbono para la captura y almacenamiento de carbono, ya que producen una corriente concentrada de dióxido de carbono. [19]
El proyecto de conversión de CO2 en combustible líquido propone una tecnología innovadora para la conversión de energía solar en combustibles líquidos. Tanto el calor solar como la electricidad solar fotovoltaica se utilizarán para impulsar un dispositivo electrolizador de óxido sólido para la producción de hidrógeno y gas de síntesis que luego se pueden convertir in situ en combustibles líquidos transportables que permiten la exportación y el almacenamiento de energía a gran escala. [20] [21]
Este proyecto, dirigido por Chevron, estará diseñado para capturar 3,5 Mt de dióxido de carbono por año de los yacimientos de gas de Greater Gorgon y almacenarlo en la formación Dupuy debajo de la isla Barrow. El proyecto será la operación de secuestro de dióxido de carbono más grande del mundo. [22] Chevron es responsable de las fugas y otros daños durante la vida útil del proyecto y durante los 15 años posteriores, [22] pero en 2009 los gobiernos estatal y federal acordaron indemnizar a Chevron por la responsabilidad del proyecto después de ese tiempo, [23] y la Commonwealth en 2015 confirmó que asumiría el 80% de la responsabilidad y WA el 20% restante. [24]
Cuando se inició la construcción del proyecto en 2009, se esperaba que estuviera terminado en 2014 [25] , incluida la captura y el almacenamiento de carbono. [22] El proyecto finalmente comenzó a extraer gas en febrero de 2017, pero la captura y el almacenamiento de carbono se retrasaron varias veces. Un retraso hasta marzo de 2019 [26] dio como resultado la liberación de cinco millones de toneladas de CO2 adicionales , porque:
Un informe de Chevron al Gobierno estatal publicado ayer decía que los controles iniciales de este año encontraron válvulas con fugas, válvulas que podrían corroerse y exceso de agua en la tubería desde la planta de GNL hasta los pozos de inyección que podrían causar la corrosión de la tubería. [27]
En mayo de 2018, la Autoridad de Protección Ambiental de Australia Occidental anunció una investigación para determinar si Gorgon podría cumplir con sus compromisos de almacenamiento dadas las demoras. [28] En marzo de 2019, Chevron anunció que la captura y el almacenamiento de carbono se retrasaron otros nueve meses, lo que resultaría en la liberación de entre 7,9 y 11,1 millones de toneladas adicionales de CO 2 . [29]
El WWF afirma que el proyecto de secuestro geológico de Gorgon es potencialmente peligroso, ya que en la zona se han perforado más de 700 pozos, 50 de los cuales llegan a la zona propuesta para el secuestro geológico de CO2 . Las fallas geológicas agravan los problemas. La isla Barrow es también una reserva natural de clase A de importancia mundial. [30]
En abril de 2018, los gobiernos federal y de Victoria anunciaron un proyecto de conversión de carbón pardo en hidrógeno que operaría en la central eléctrica Loy Yang A de AGL Energy . Se espera que la construcción comience en 2019 y la producción de hidrógeno en 2020 o 2021. [31]
El programa piloto no incluirá captura y almacenamiento de carbono, [32] pero se espera que lo haga si se amplía el proyecto, y el promotor Kawasaki Heavy Industries afirma que la tecnología de carbón a hidrógeno no es comercial sin él. [33]
CarbonNet fue creado por el Gobierno de Victoria en 2009 para investigar el potencial de establecer una red de captura y almacenamiento de carbono de clase mundial, a gran escala y para múltiples usuarios en Victoria. [34] En 2012, el Gobierno australiano seleccionó a CarbonNet como uno de los dos únicos proyectos emblemáticos de CCS en el marco de su Iniciativa de Energía Limpia y, junto con el Estado de Victoria, otorgó al proyecto otros 100 millones de dólares en financiación conjunta para llevar a cabo la evaluación de viabilidad. El Instituto Global de CCS proporcionó 2,3 millones de dólares en apoyo.
En 2016 se informó que "cuando Australia derogó el precio del carbono , el proyecto no avanzó", [35] pero a enero de 2018 el proyecto estaba realizando un estudio sísmico de 17 días de antiguos pozos de petróleo en la cuenca de Gippsland. [36]
El proyecto de oxicombustible Callide fue la demostración de oxicombustible más grande del mundo cuando completó su fase de demostración en marzo de 2015. Demostró la captura de carbono mediante combustión de oxicombustible , pero no intentó almacenar carbono. La tecnología de oxicombustible permite que el carbón se queme de manera eficiente en oxígeno (en lugar de aire como en una central eléctrica convencional), lo que reduce las emisiones y produce dióxido de carbono en una forma más concentrada, lo que permite almacenarlo y extraerlo. [37]
La caldera de oxicombustible funcionó durante dos años y nueve meses, más allá de la duración prevista del proyecto, y logró capturar 75 toneladas de CO2 por día (27.300 toneladas por año). El equipo del proyecto evaluó ocho posibles sitios de almacenamiento de carbono, pero no resultaron adecuados debido a su ubicación, disponibilidad y perfil geológico. [38]
Al capturar el CO2 producido por la combustión del carbón de alimentación, que de otro modo se liberaría a la atmósfera, el proyecto demostró que utilizando la tecnología de captura de carbono se podrían lograr reducciones profundas en las emisiones de las centrales eléctricas para ayudar a desacelerar el proceso de cambio climático y, al mismo tiempo, mantener el uso de combustibles fósiles como principales fuentes de energía. [39]
El proyecto fue una asociación de riesgo compartido que comprendía a CS Energy , ACA Low Emissions Technologies (ACALET) (ahora llamada COAL21), Glencore , Schlumberger Carbon Services y los participantes japoneses J-Power , Mitsui & Co., Ltd [40] e IHI Corporation . El proyecto recibió 63 millones de dólares del Gobierno de la Commonwealth en virtud del Fondo de demostración de tecnología de bajas emisiones y recibió apoyo financiero adicional de ACALET y los gobiernos de Japón y Queensland, y apoyo técnico de JCOAL. La inversión total en el proyecto, que abarcaba obras de capital y operaciones y mantenimiento, fue de 250 millones de dólares. Fue un proyecto para la Asociación Asia-Pacífico para el Desarrollo Limpio y el Clima . [41]
El proyecto Callide Oxyfuel demostró la producción de electricidad a partir de carbón con casi ninguna emisión de centrales eléctricas a la atmósfera mediante la captura de una parte importante del CO2 de los gases de combustión como gas licuado y otros gases residuales como óxidos de nitrógeno (NOx), óxidos de azufre (SOx) y metales pesados en forma de condensado. El proyecto implicó las siguientes tecnologías y actividades clave:
El proyecto demostró más de 10.000 horas de oxicombustión y más de 5.000 horas de captura de carbono. [39] [42]
El proyecto Callide Oxyfuel demostró que se podía aplicar una nueva tecnología a una antigua central eléctrica para producir electricidad más limpia. La central eléctrica Callide A, construida en la década de 1960 cerca de Biloela, en el centro de Queensland, fue elegida como sitio de demostración del proyecto. La modernización de la central eléctrica Callide A con tecnología de oxicombustible representó una forma de bajo riesgo y rentable y de tiempo para demostrar la tecnología de carbón limpio a escala industrial, y representó una nueva etapa en la historia de la central.
En 2017, Martin Moore, director ejecutivo del promotor del proyecto CS Energy, dijo sobre el proyecto Callide: [43]
Hemos demostrado que, tecnológicamente, es posible adaptar [la CCS] a las plantas de carbón existentes, pero, desde el punto de vista comercial, las cifras no cuadran... Es poco probable que haya [una operación comercial de CCS en Australia], creo que esa tecnología puede pasarse por alto... simplemente por cuestiones económicas... Si se pudiera descarbonizar el carbón capturando y secuestrando las emisiones, entonces tendríamos carbón limpio. Suena fácil si lo dices lo suficientemente rápido, pero no es tan sencillo.
Una planta de captura postcombustión operada en la central eléctrica International Power GDF Suez Hazelwood .
Cuando se anunció en 2007, el proyecto se había planificado originalmente como una modernización de una de las ocho unidades generadoras de Hazelwood, lo que habría reducido su intensidad de emisiones en un 20% (500.000 toneladas por año). Se le ofreció una subvención del gobierno federal de 50 millones de dólares del Fondo de Desarrollo de Tecnología de Bajas Emisiones y una subvención del gobierno de Victoria de 30 millones de dólares de la Estrategia de Innovación en Tecnología Energética. [44]
Se completó un programa piloto con un objetivo de captura más modesto. La planta de captura de solventes costó 10 millones de dólares (incluidas las subvenciones de los gobiernos estatales y federales) y comenzó a funcionar en 2009, capturando y secuestrando químicamente CO2 a una tasa nominal de 10.000 toneladas por año. [45]
La central eléctrica de Hazelwood cerró en marzo de 2017.
El 2 de diciembre de 2008, Shell y Anglo American anunciaron que este posible proyecto de extracción de lignito en el valle de Latrobe no se llevaría a cabo por el momento. Lo describieron como una oportunidad "a largo plazo". [46]
El proyecto planificado tenía previsto contar con algo de CCS, almacenando el gas capturado en campos petrolíferos agotados en alta mar en la Cuenca de Gippsland en el este del Estrecho de Bass . [47]
Una planta de carbón a gas para "energía de hidrógeno" de 2.000 millones de dólares no se llevará a cabo porque las formaciones geológicas de Perth, que se pretendía que secuestraran el CO2 , contienen "chimeneas" de gas que "significan que es casi imposible establecer un sello en los estratos que pueda contener el CO2 " . [48]
Se propone que el proyecto de la central eléctrica Zerogen cerca de la central eléctrica Stanwell en Queensland sea una central eléctrica de "ciclo combinado de gasificación integrada" de 100 MW con CCS. [49] A fines de 2010, el Gobierno de Queensland anunció que no financiaría el proyecto Zerogen porque no era económicamente viable y que sería vendido. [50]
El Proyecto Fairview, cerca de Roma, en el suroeste de Queensland , tenía como objetivo capturar 1/3 de las emisiones de CO2 de una central eléctrica de 100 MW alimentada con gas metano de veta de carbón. En 2006 fue seleccionado para recibir financiación del gobierno federal, [51] pero a septiembre de 2017 no aparece en la lista de proyectos del Global CCS Institute. [52]
Esto refleja una serie de medidas de terminación, incluida la suspensión del Fondo de demostración de tecnología de bajas emisiones y el Paquete de apoyo a la tecnología de reducción de la minería del carbón en 2016-17, y la suspensión de la financiación para el desarrollo de un caso de negocio detallado para los programas de instalaciones nacionales de gestión de residuos radiactivos y de captura y almacenamiento de carbono en 2018-19.
