El Departamento de Energía de EE.UU. seleccionó la semana pasada cinco proyectos de energía para posibles fondos en su programa de captura...
El Departamento de Energía de EE.UU. seleccionó la semana pasada cinco proyectos de energía para posibles fondos en su programa de captura y almacenamiento de carbono. IEEFA sigue oponiéndose a la modernización de las centrales eléctricas de carbón con CCS.
La tecnología CCS no funciona como se prometió, y el tiempo necesario para diseñar, autorizar y construir los proyectos obstaculizará los esfuerzos para alejarse de los combustibles fósiles lo más rápido posible.
No sabemos cómo funcionarán estos proyectos porque nunca se ha demostrado comercialmente la captura y almacenamiento de carbono (CCS) a gran escala en centrales eléctricas a gas/carbón.
En última instancia, estos proyectos pueden justificar la financiación para estudios de ingeniería inicial, pero solo después de que se haya realizado una revisión clara de los graves riesgos financieros y tecnológicos involucrados
13 mayo 2023.- El gobierno de Biden propuso nuevas reglas para centrales eléctricas el 11 de mayo de 2023, que tienen el potencial de estar entre las medidas de política federal más estrictas sobre centrales eléctricas de carbón, petróleo y gas que Estados Unidos haya introducido jamás.
La propuesta establecería nuevos estándares de contaminación por carbono para las centrales eléctricas existentes, restringiendo efectivamente sus emisiones de dióxido de carbono, un gas de efecto invernadero que contribuye al cambio climático. Los operadores de centrales eléctricas de combustibles fósiles tendrían que encontrar formas viables e innovadoras de evitar las emisiones excesivas de dióxido de carbono.
Eso está llamando la atención sobre una tecnología relativamente madura pero costosa: la captura y almacenamiento de carbono, o CCS.
La mayoría de CCS separa químicamente el dióxido de carbono generado durante la combustión de combustibles fósiles, lo comprime y lo transporta a través de tuberías para su almacenamiento, generalmente en formaciones geológicas a gran profundidad. Si bien CCS puede ser efectivo, tiene algunos obstáculos importantes en su camino hacia el uso generalizado.
El Departamento de Energía de EE.UU. (DOE) seleccionó la semana pasada cinco proyectos de energía para posibles fondos en su programa de captura y almacenamiento de carbono. IEEFA se ha opuesto constantemente a la modernización de las centrales eléctricas de carbón con CCS, creyendo que la tecnología no funciona como se prometió; los altos costes de capital del proyecto solo exacerbarán la ya tenue competitividad del carbón en el mercado de la energía; y que el tiempo requerido para diseñar, autorizar y construir los proyectos dificultará los esfuerzos para alejarse de los combustibles fósiles lo más rápido posible.
La modernización propuesta de la planta de carbón de Four Corners en Nuevo México encaja perfectamente en ese molde. La instalación es propiedad mayoritaria de Arizona Public Service (APS), que previamente anunció planes para cerrar la estación de 1540 megavatios (MW) en 2031. Navajo Transitional Energy Company (NTEC), propietario minoritario de la planta, propone la Adaptación de CCS.
Dejando de lado los importantes problemas operativos y de responsabilidad que tendrían que resolverse antes de que NTEC y sus socios pudieran continuar con sus planes de modernización, el DOE debe centrarse en los riesgos tecnológicos asociados con la propuesta. El plan Four Corners sería más de seis veces más grande que la instalación CCS a carbón más grande instalada anteriormente, la unidad de captura Petra Nova de 240MW en la planta WA Parish en Texas. IEEFA ha hecho una crónica de los problemas allí y no ve ninguna razón para creer que esos problemas de rendimiento se han resuelto, o que no surgirán nuevos problemas debido al tamaño mucho mayor del proyecto.
Uno de los socios de NTEC, Enchant Energy, impulsó una modernización de CCS en la planta de carbón de San Juan, ahora cerrada, en Nuevo México. El estudio de ingeniería y diseño de front-end (FEED) que completaron para ese proyecto estimó que la producción neta de la planta después de la modernización se reduciría de 914MW a solo 482MW, con un costo de capital proyectado de $ 1.550 millones. Dado que el proyecto Four Corners usaría la misma tecnología, se pueden esperar niveles altos de carga parasitaria y costos de capital similares.
La semana pasada, APS anunció que había energizado una flota de proyectos de almacenamiento de baterías con 141 MW de capacidad ubicados en proyectos solares en todo su territorio de servicio. La compañía espera agregar otros 60MW para mediados de año, todos con tres horas de energía que se pueden usar para almacenar la generación solar durante el día y descargarla durante las horas pico de la noche.
También está el simple hecho de que Four Corners es una instalación antigua; La Unidad 4 tiene 54 años y la Unidad 5 tiene 53 años. Es poco probable que se complete cualquier actualización en menos de cinco años, lo que significa que el nuevo equipo de captura se atornillaría a lo que equivale a un marco de 60 años. ¿Es razonable suponer que el marco antiguo puede seguir funcionando durante los 20 años necesarios para amortizar el coste del equipo CCS? IEEFA no lo cree.
Otro proyecto que el DOE debe examinar de cerca antes de aprobar cualquier financiamiento federal es una propuesta de Duke Indiana para agregar equipos CCS a su instalación de ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC) de Edwardsport en Indiana. La instalación de 618MW se construyó en 2013 y ha tenido serios problemas de rendimiento. Aunque Duke inicialmente dijo que la planta funcionaría todo el tiempo con carbón gasificado, los repetidos problemas con el sistema de gasificación de la planta han limitado a Edwardsport a solo un factor de capacidad del 39% con carbón gasificado. Más problemático, es un generador de carbón muy caro. Según Standard & Poor's, sus costos de operación y mantenimiento en 2022 fueron de $59 por megavatio-hora (MWh).
Una mejor opción que agregar costosos equipos CCS a una planta de energía que ya es costosa sería terminar tanto con el uso de gasificación de carbón en Edwardsport como con cualquier esfuerzo por agregar CCS. Retirar Edwardsport, en lugar de gastar más dólares de los contribuyentes (y, en última instancia, de los contribuyentes) persiguiendo el mito de CCS, es la mejor opción.
Edwardsport fue una mala idea cuando Duke lo propuso por primera vez en 2005, y ha resultado mucho peor para los contribuyentes y el clima de lo que predijo la compañía. Los contribuyentes de la compañía han pagado más de $1500 millones más por la energía de Edwardsport desde que entró en servicio en 2013 de lo que habría costado comprar las mismas cantidades de capacidad y energía de los mercados MISO.
El DOE aprovechó las negociaciones para otros tres proyectos de energía. Dos se encuentran en instalaciones de gas de ciclo combinado convencionales: la planta Polk de 1120 MW propiedad de Tampa Electric en Florida y la planta Lake Charles de 1000 MW propiedad de Entergy en Louisiana. La quinta instalación es Dallman Unit 4, una planta a carbón de 196MW propiedad de la ciudad de Springfield, Illinois.
Al evaluar los proyectos de ciclo combinado, el DOE debe tomarse en serio la naturaleza única de las dos propuestas. El comunicado de prensa de charla feliz del DOE dice que los proyectos "capturarían un mínimo del 95% de las emisiones de CO2". La realidad es que no sabemos cómo funcionarán esos proyectos porque nunca se ha demostrado comercialmente la captura de CCS a gran escala en centrales eléctricas alimentadas con gas. Sería recomendable que el DOE considerara las reclamaciones de captura del 95% como aspiraciones, no reales.
La planta de Illinois puede ser la más sensata de las propuestas, ya que es, con mucho, el más pequeño de los proyectos y representaría una oportunidad de aprendizaje incremental. Aquí, también es importante tener claro lo que es posible. El comunicado de prensa del DOE dice que el proyecto capturará un estimado de 2 millones de toneladas de CO2 al año. Eso es imposible.
La Unidad 4 de Dallman tiene una capacidad operativa de verano de 196MW. Si operara al 100% todos los días durante todo el año generaría 1.716.960 MWh de electricidad. Usando su tasa de emisiones de CO2 a partir de 2022, eso equivaldría a 1.880.930 toneladas de CO2.
Las emisiones reales de CO2 de la Unidad 4 en los últimos dos años han sido de poco menos de 1,4 millones de toneladas. Entonces, usemos cifras reales al evaluar esta y todas las demás propuestas.
El anuncio del DOE incluye este descargo de responsabilidad: “La selección por parte del DOE de una solicitud para negociaciones de adjudicación no es un compromiso por parte del DOE de otorgar una adjudicación o proporcionar financiación... Antes de que se ejecute un acuerdo de financiación, el DOE puede cancelar las negociaciones de adjudicación y rescindir la selección por cualquier motivo”.
El camino rocoso de CCS
En la última década, los operadores de plantas de energía han tenido dificultades para poner en línea proyectos CCS en muchas partes del mundo. Actualmente, solo hay un puñado de centrales eléctricas en los Estados Unidos con la capacidad de capturar y transportar sus emisiones de carbono, y la mayor parte del carbono capturado se envía a los campos petroleros para su uso en la recuperación mejorada de petróleo .
Muchos operadores de centrales eléctricas consideraron que la tecnología era demasiado arriesgada. Y el elevado número de proyectos suspendidos o terminados ha impedido economías de escala que podrían abaratar los costes.
En comparación con la captura de dióxido de carbono (CO₂) de procesos industriales, como la producción de etanol y amoníaco, donde la concentración de CO₂ es alta, las emisiones de generación de energía tienen concentraciones de CO₂ relativamente más bajas . Esto hace que la implementación de CCS en las centrales eléctricas sea más costosa. Los costes asociados con la compresión, el transporte y el secuestro del CO₂ son obstáculos adicionales.
La buena noticia es que la captura de CO₂ se está moviendo lentamente hacia abajo en la curva de costos. Por ejemplo, el costo de la captura de CO₂ en la primera planta de energía CCS a gran escala, la planta de carbón Boundary Dam de Canadá, que se inauguró en 2014, fue de 110 USD por tonelada. Cuando se construyó la segunda instalación a gran escala, ese costo se había reducido a $65 por tonelada .
Se espera que la tendencia continúe. Los pagos esperados para CCS han mejorado con el tiempo, particularmente con los créditos fiscales incluidos en la Ley de Reducción de la Inflación de 2022. Los créditos fiscales proporcionan hasta $ 85 por tonelada para secuestrar CO₂ producido sin crédito tope hasta 2033.
Los créditos fiscales podrían ser una bendición para las centrales eléctricas basadas en combustibles fósiles. Pero la recompensa no es inmediata. Hasta que secuestren con éxito el CO₂, los operadores de la planta de energía tendrían que asumir el coste y el riesgo de construir una red CCS. Además, un equipo de investigación de la Universidad de Harvard estima que el costo de la captura de carbono para las centrales eléctricas de gas podría seguir siendo antieconómico, incluso con el crédito fiscal.
Tres grandes desafíos de infraestructura
La propuesta de la Agencia de Protección Ambiental podría abordar algunos de los problemas. El límite de emisiones propuesto podría reducir la incertidumbre en torno a la necesidad de CCS y catalizar la adopción generalizada de CCS, lo que ayudaría a reducir el coste. Sin embargo, quedan preguntas relacionadas con la infraestructura CCS.
Primero, los oleoductos para transportar el carbono capturado aún no están en su lugar. La Oficina del Programa de Préstamos del Departamento de Energía está apoyando proyectos para construir tuberías de CO₂ u otros medios de transporte de CO₂, pero podrían tardar años en ponerse en marcha.
En segundo lugar, las opciones de almacenamiento de CO₂ no están distribuidas uniformemente en todo el país. Las plantas de energía en el noreste, por ejemplo, carecen de acuíferos salinos cercanos o depósitos de petróleo y gas. Los investigadores están explorando reservorios en alta mar bajo el lecho marino, pero aún están evaluando su potencial .
Finalmente, el proceso de permisos ha sido un gran factor limitante para acelerar el despliegue de CCS. Los créditos fiscales actualizados de la Ley de Reducción de la Inflación estimularon una avalancha de desarrolladores de CCS, pero la EPA no ha podido procesar los permisos de manera oportuna.
A pesar de estos obstáculos, la administración Biden está bajo una presión cada vez mayor para consagrar regulaciones ambientales más estrictas antes de las próximas elecciones presidenciales en 2024. Las reglas propuestas requerirán un proceso de revisión antes de que puedan ser aprobadas, y es probable que enfrenten dificultades políticas y desafíos legales.
Es hora de que el DOE tome en serio esas palabras. En última instancia, estos proyectos pueden justificar la financiación del DOE para estudios de ingeniería inicial, pero solo después de que los funcionarios del departamento hayan realizado una revisión clara de los graves riesgos financieros y tecnológicos involucrados.
Fuente: IEEFA
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