Estudio de Potencial de Mitigación - Argentina...Estudio de Potencial de Mitigación Potencial de...

Estudio de Potencial de Mitigación

Potencial de Captura y Almacenamiento de Carbono

Coraliae S.R.L. y BA Energy Solutions S.A.

Año 2015

Versión Fecha Observaciones

0 15/7/2015 Informe Final

El presente informe forma parte del Servicio de Consultoría SCC-CF-43 “Nuevo Inventario y Revisión de Anteriores para el Sector “Energía” y Estudios de Factibilidad Técnica-Económica de: Integración de Energías Renovables al Sistema Interconectado Nacional, Captura y Almacenamiento de Carbono, Biocombustibles 2da y 3ra generación y Biomasa con Fines Energéticos”.

Estudio de potencial de mitigación - Potencial de Captura y Almacenamiento de Carbono Volumen 1 - Energía

Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación ii

Autores:

Ariel Ricardo Dublo - ERM Argentina S.A

Colaboradores:

Leila Schein, Federico di Pietro, Leonardo Fantín - ERM Argentina S.A. Fabian Gaioli, Diego Ezcurra - Coraliae S.R.L.


Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación iii

Índice de Contenidos RESUMEN EJECUTIVO ....................................................................................................................... 1

INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 4

Estado de Situación de las Alternativas Tecnológicas Vinculadas a CAC ..................................... 4

Mapa de actores sociales ......................................................................................................... 8

POTENCIAL DE CAPTURA Y ALMACENAMIENTO DE CARBONO EN LA ARGENTINA ........................ 9

Captura y Almacenamiento Geológico de CO2............................................................................. 9

Evaluación geológica de características y capacidades de las distintas cuencas ................... 10

Estimación cuantitativa de la capacidad potencial de almacenamiento ............................... 14

Costos de CAC y Transporte ................................................................................................... 25

Impactos ambientales vinculados a la aplicación de CAC ...................................................... 32

Experiencias actuales de aplicación de CAC ........................................................................... 35

Barreras claves identificadas .................................................................................................. 35

Captura y Uso o recuperación de CO2 (CUC) .............................................................................. 36

Disponibilidad de información ............................................................................................... 36

Propiedades y Usos Industriales del CO2 ............................................................................... 37

Usos industriales identificados para CO2 y Carbonatos con potencial para CUC .................. 38

Experiencias actuales de aplicación de CUC en diversos sectores industriales ..................... 43

Barreas claves identificadas ................................................................................................... 44

CONCLUSIONES .............................................................................................................................. 45

Anexos ............................................................................................................................................ 47

Anexo I: Base de datos de proyectos CAC activos en la actualidad (última actualización 25/01/2015) ............................................................................................................................... 48

Anexo II: Planillas de cálculo ...................................................................................................... 55

Anexo III: Metadata de los archivos shapefile (capas GIS) desarrollados y anexos al presente informe ....................................................................................................................................... 55

Listado de Acrónimos ..................................................................................................................... 55

Glosario .......................................................................................................................................... 56

Bibliografía...................................................................................................................................... 56


Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación iv

Tablas Tabla 1 Listado de Actores Sociales Locales vinculados a la potencial implementación de CAC en Argentina .......................................................................................................................................... 8

Tabla 2 Centrales identificadas en las cercanías de la cuenca Noroeste ....................................... 18

Tabla 2 Centrales identificadas en las cercanías de la cuenca Austral y San Jorge ....................... 20

Tabla 2 Centrales identificadas en las cercanías de la cuenca Cuyana y Neuquina....................... 22

Tabla 2 Centrales identificadas con las emisiones principales fuera de las grandes cuencas productivas ..................................................................................................................................... 22

Tabla 2 Correlación entre emisiones y sumideros totales ............................................................. 25

Tabla 2 Costo de los sistemas CAC para centrales a gas según la Agencia Internacional de la Energía ............................................................................................................................................ 30

Tabla 2 Costo de los sistemas CAC en las centrales identificadas e incremento del costo de la electricidad producida .................................................................................................................... 31

Figuras Figura 1: Principales procesos de captura de CO2 ............................................................................ 5

Figura 2 Evolución de Reservas comprobadas de Petróleo en Mm3 ............................................. 15

Figura 3 Evolución de Reservas comprobadas de Gas en MMm3 .................................................. 15

Figura 4 Cuenca Noroeste: sinergias espaciales entre fuentes masivas de emisión por generación eléctrica y cuencas hidrocarburíferas productivas ........................................................................ 17

Figura 5 Cuenca Austral y San Jorge: sinergias espaciales entre fuentes masivas de emisión por generación eléctrica y cuencas hidrocarburíferas productivas ..................................................... 19

Figura 6 Cuenca Cuyana y Neuquina: sinergias espaciales entre fuentes masivas de emisión por generación eléctrica y cuencas hidrocarburíferas productivas ..................................................... 20

Figura 7 Serie temporal de potencial de secuestro de CO2 por cuenca ........................................ 24

Figura 8 Costos de la CAC ............................................................................................................... 28

Figura 9 Impacto de costos de la CAC sobre el valor de la energía ............................................... 29

Figura 10: Esquema de aplicación en proceso de Papel ................................................................ 41

Figura 11: Demanda de Calcita por sector ..................................................................................... 43

Ecuaciones Ecuación 1: Potencial inicial de almacenamiento .......................................................................... 16

Ecuación 2: Capacidad de almacenamiento de CO2....................................................................... 23


Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación 1

RESUMEN EJECUTIVO El presente informe constituye el estudio sobre el potencial de mitigación del cambio climático asociado a la práctica de Captura y Almacenamiento de Carbono (CAC), ya sea en reservorios geológicos (CAG) así como el Uso de Carbono (CUC) en Argentina. Identificada como una tecnología fundamental en el rol de reducción de emisiones de GEI derivadas de grandes fuentes de emisión (generación de energía e industrias específicas) la CAC está siendo fuertemente incentivada para alcanzar niveles aceptables de competitividad a través de programas de investigación para superar barreras y avanzar hacia la implementación de esta tecnología a escala comercial1. De forma genérica, el proceso consiste en tres etapas principales: la captura del CO2 en su fuente de emisión, separándolo de los otros gases que se generan en los procesos industriales, el transporte del CO2 capturado a un lugar de almacenamiento apropiado, y el almacenamiento definitivo, por ejemplo, en formaciones geológicas subterráneas, en el océano o dentro de ciertos compuestos minerales. De acuerdo al documento oficial de referencia para el sector, publicado por el IPCC, el CAC geológico es una opción de mitigación viable, para todos aquellos países que cuenten con experiencia en la operación del sector hidrocarburífero. Para avanzar sobre la estimación de la capacidad de almacenamiento de los sumideros geológicos identificados, se tienen en cuenta los volúmenes prospectados de hidrocarburos, programando un reemplazo de ese volumen por CO2.

Asumiendo un año 0 de reservas, correspondiente al año 2012, se presenta una correlación geográfica entre el potencial inicial en cada cuenca y las ubicaciones y emisiones de CO2 del mismo año, de las fuentes relativas a la generación termoeléctrica. La consolidación de esta información permite establecer una relación espacial y logística entre las zonas de producción de energía termoeléctrica con los sumideros en los yacimientos identificados y cuantificados. Esta relación se presenta en una tabla donde se proponen sumideros de las principales emisiones de CO2 de plantas de generación termoeléctrica que se asocian a las cuencas más próximas, calculando los años posibles de almacenamiento en función de la proporción de volúmenes de captura potencial. Considerando solamente la capacidad inicial de cada yacimiento y emisiones constantes de las centrales térmicas cuantificadas para el año 2012, se podrían almacenar como mínimo 15 años de emisiones en la cuenca Neuquina.

1 2012 CCS Roadmap Supporting Deployment of Carbon Capture and Storage in the UK



En términos de costos, el ciclo de vida de un proyecto de CAC contiene en la etapa de captura la mayor porción de los costos de capital y operativos. Ambos pueden variar considerablemente en función de las características específicas de las instalaciones y la tecnología de captura elegidas. Este componente representa normalmente alrededor del 80% del coste total del proyecto. Por su parte, el transporte y el almacenamiento y monitoreo implican la aplicación de tecnologías mucho más conocidas y probadas, con costos significativamente menores. En términos monetarios, se toma como referencia los valores publicados por el IPCC, dado que son la última referencia internacional y genérica con rangos proyectados que, hasta ahora, han ido manteniéndose de acuerdo a lo previsto en el año de publicación de dicho reporte. No se encuentra en la actualidad una fuente superadora en alcance y aplicabilidad de los costos asociados a la implementación de estas tecnologías. Por otra parte, sí es importante mencionar que actualmente a nivel mundial hay 13 proyectos de CAG a gran escala en la operación, con otros nueve en construcción. Los 22 proyectos en funcionamiento o en construcción representan un incremento del 50% desde el inicio de esta década. La capacidad total de la captura de CO2 de estos 22 proyectos es de alrededor de 40 millones de toneladas por año. Asimismo, se presenta una síntesis de impactos ambientales vinculados al desarrollo, adaptación y operación de líneas de conducción y pozos de inyección para efectivizar la aplicación de este tipo de proyectos a nivel nacional. El sector está empezando a consolidarse y ese crecimiento trae aparejada la reducción de incertidumbres técnicas y económicas para su expansión y consolidación definitiva. Por su parte, el uso del CO2 capturado como un producto o insumo (Captura y Uso de Carbono, o CUC) ha sido identificado como una alternativa, en algunos casos complementaria, al almacenamiento permanente de CO2 en formaciones geológicas. La principal aplicación de esta tecnología está actualmente vinculada a la recuperación mejorada de crudo, recuperación terciaria o EOR2 (por sus siglas en inglés), donde la ecuación económica favorece el desarrollo comercial de la tecnología en el corto plazo. Entre las barreas identificadas para la adopción plena de las tecnologías vinculadas a CAC se destacan: los costos de diseño e implementación, la optimización de la cadena de abastecimiento para lograr la manufactura confiable de insumos y servicios y así afianzar la implementación de la tecnología a escala comercial, la capacitación del factor humano para lograr la implementación segura y efectiva de las tecnologías relacionadas, y, por último, trabajar en el desarrollo del marco regulatorio que permita avanzar ordenadamente en este tipo de proyectos.

2 Enhanced Oil Recovery



Entre las principales conclusiones de este informe se destaca que la aplicación de tecnologías vinculadas a CAC y CUC se encuentra todavía en estado incipiente a nivel mundial. Los desarrollos más avanzados están vinculados a la utilización de CO2 residual para recuperación terciaria y, en algunos casos todavía minoritarios, en depósitos geológicos dedicados. Es importante recordar que todas las opciones para la captura de CO2 de la generación de energía tienen mayores costos operativos y de capital, así como eficiencias más bajas que las plantas de energía convencionales sin captura; la captura es normalmente la parte más cara de la cadena de CAC y alrededor de 10% a 40% más energía se requiere con CAC que sin ésta [IEA GHG]. En los países más avanzados en la aplicación de estas tecnologías el abordaje se realiza principalmente con el impulso del sector público/privado en el marco de una estrategia en la planificación energética y de gestión de emisiones de GEI a mediano y largo plazo, a nivel país o región. Estos escenarios promueven el desarrollo de marcos regulatorios y formación de recursos técnicos que van nutriendo de experiencias la curva de aprendizaje para la puesta a punto de la aplicación de la técnica. A partir de un análisis económico aproximado en función de las centrales termoeléctricas dentro de las áreas con pozos de inyección disponibles, se obtuvo que el costo operativo adicional para la generación de energía eléctrica a partir de gas natural resulta ser de 10 a 50 USD/MWh.



INTRODUCCIÓN El presente informe constituye el estudio sobre el potencial de mitigación del cambio climático asociado a la práctica de Captura y Almacenamiento de Carbono (CAC), ya sea en reservorios geológicos (CAG) así como el Uso de Carbono (CUC) en Argentina. En función del alcance definido en el contexto de la TCN, se presentan los resultados de las siguientes líneas de trabajo: Línea 1: estimación de la capacidad de captura y almacenamiento en Argentina

Línea 2: mapeo de áreas de almacenamiento apropiadas y evaluación preliminar de potencial real de utilización de las reservas geológicas

Línea 3: análisis del potencial de captura de CO2 en usos industriales y carbonatación mineral

Estado de Situación de las Alternativas Tecnológicas Vinculadas a CAC Identificada como una tecnología fundamental en el rol de reducción de emisiones de GEI derivadas de grandes fuentes de emisión (generación de energía e industrias específicas) la CAC está siendo fuertemente incentivada para alcanzar niveles aceptables de competitividad a través de programas de investigación para superar barreras y avanzar hacia la implementación de esta tecnología a escala comercial3. Todos los elementos implicados en la tecnología de CAC han sido probados separadamente en diversos campos de la actividad comercial. De hecho, existen ya a nivel mundial 22 proyectos en operación o construcción, entre los cuales 13 son de gran escala, cuya capacidad total de captura ronda los 40 millones de toneladas anuales4. Esto de alguna manera prueba la aplicabilidad a escala comercial de la tecnología, bajo circunstancias sitio-específicas. La próxima etapa importante, el desafío de la actualidad, es la demostración exitosa de los sistemas integrados de gran escala instalados en las centrales eléctricas a escala comercial en diversos sistemas, con diferentes características. A continuación se sintetizan las distintas alternativas tecnológicas para la captura, almacenamiento y uso de carbono, donde se indica el estado de avance de su aplicación, considerando la instancia de investigación y desarrollo, fase de prueba, la factibilidad económica y, finalmente, la instancia de mercado maduro para su implementación.

3 2012 CCS Roadmap Supporting Deployment of Carbon Capture and Storage in the UK 4 http://www.globalccsinstitute.com/projects/large-scale-ccs-projects

http://www.globalccsinstitute.com/projects/large-scale-ccs-projects



El análisis realizado por el IPCC, en el año 2005, ordena los diferentes componentes de la CAC, en función de su madurez, implicando indirectamente mayores costos y otras barreras vinculadas a aplicación local de esta tecnología. En casi todos los casos estas consideraciones son aún validas, habida cuenta del análisis realizado de casos exitosos, de acuerdo a lo presentado en el apartado “



Experiencias actuales de aplicación de CAC”, del presente informe. De forma genérica, el proceso consiste en tres etapas principales: la captura del CO2 en su fuente de emisión, separándolo de los otros gases que se generan en los procesos industriales, el transporte del CO2 capturado a un lugar de almacenamiento apropiado, y el almacenamiento definitivo, por ejemplo, en formaciones geológicas subterráneas, en las profundidades oceánicas o dentro de ciertos compuestos minerales. Captura Mientras que las tecnologías de captura de CO2 son relativamente nuevas en la industria de la energía, se han venido desarrollando progresivamente en las industrias del petróleo, gas y, en algunos casos, en la industria química. Ellas son un componente integral del procesamiento de gas natural y de muchos procesos de gasificación de carbón utilizados para la producción de gas de síntesis, productos químicos y combustibles líquidos. De acuerdo al informe de referencia para el sector, el Reporte Especial del IPCC5, hay tres principales procesos de captura de CO2 para la generación de energía a partir de un proceso de combustión de referencia, según se muestra en el siguiente gráfico.

Figura 1: Principales procesos de captura de CO2

Fuente: IPCC 2005, “Reporte especial sobre CAC”

a) Combustión (referencia) b) Post-combustión

5 IPCC, 2005 “Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change”



c) Pre-combustión d) Oxi-combustión

Post-combustión: Consiste en separar el CO2 de otros gases de escape después de la combustión del combustible fósil. Los sistemas de captura de post-combustión eliminan contaminantes tales como partículas, óxidos de azufre y óxidos de nitrógeno de muchas plantas de energía. El proceso más utilizado para la captura post-combustión es posible gracias a las aminas. Una corriente de gas rica en CO2, como gas de combustión de una planta de energía, se "burbujea" a través de una solución de amina. El CO2 "capturado" en la solución de amina-CO2 saturada resultante se retira entonces de las aminas, quedando listo para el almacenamiento de carbono. Esta tecnología existe y se aplica exitosamente en la industria, aunque no a escala comercial, para la eliminación de CO2 residual de generación energética. Pre-combustión: La captura de ‘pre-combustión’ implica la separación de CO2 antes de que se queme el combustible. Los combustibles sólidos o líquidos, tales como carbón, biomasa o productos de petróleo, son gasificados por primera vez en una reacción química a altas temperaturas con una cantidad controlada de oxígeno. La gasificación produce dos gases, hidrógeno y monóxido de carbono (CO). El CO se convierte en CO2 y se retira, dejando el hidrógeno puro para ser quemado, por ejemplo, para producir electricidad. El CO2 se comprime en un fluido supercrítico para el transporte y almacenamiento geológico. El hidrógeno se puede utilizar para generar energía en un ciclo de turbina de gas y vapor avanzado o en pilas de combustible, o una combinación de ambos. Oxi-combustión: Es también llamada oxyfiring e implica la combustión de carbón en oxígeno puro, en lugar de aire, para alimentar un generador de vapor convencional. Al evitar la introducción de nitrógeno en la cámara de combustión, la cantidad de CO2 en la corriente de escape central de energía se concentra en gran medida, por lo que es más fácil para capturar y comprimir. La oxi-combustión con el almacenamiento de CO2 se encuentra actualmente en la fase de demostración. El IPCC considera que las tecnologías de post- y pre-combustión se encuentran en un estadio de factibilidad económica bajo ciertas condiciones: por su parte, la oxi-combustión se encuentra todavía en estadio muy prematuro.



Transporte La tecnología para el transporte de CO2 y su seguridad ambiental están bien establecidas. El CO2 es en gran medida inerte y de fácil manejo y existen experiencias a escala comercial de transporte en gasoductos de alta presión. Actualmente en los EE.UU. se transporta por tuberías para su uso en recuperación terciaria (EOR). El medio de transporte adecuado depende de la cantidad de CO2 a transportar, el terreno y la distancia entre la planta de captura y el sitio de almacenamiento. En general, las tuberías se utilizan para grandes volúmenes en distancias más cortas. En algunas situaciones o lugares, el transporte de CO2 por buque puede ser más económico, sobre todo cuando el CO2 tiene que ser trasladado grandes distancias, si la geografía del país lo requiere. El IPCC considera que la utilización de gasoductos se encuentra madura, mientras que la utilización de buques puede resultar factible económicamente bajo ciertas condiciones. Almacenamiento El almacenamiento geológico es considerado factible económicamente bajo ciertas condiciones para cuencas productivas activas y formaciones salinas, mientras que su aplicación para EOR o recuperación terciaria se encuentra actualmente madura. Todas las componentes vinculadas a almacenamiento en lecho marino son consideradas piloto y en la actualidad no se ha avanzado en su desarrollo, de forma comercial. En lo que a CUC se refiere, el IPCC considera que las componentes vinculadas a la carbonatación mineral se encuentran todavía en fase de investigación o demostración inicial, sin alcanzar la madurez necesaria como para resultar comercialmente factibles. Por último, se considera que la tecnología se encuentra madura para la utilización de CO2 como insumo de diversos procesos industriales. Sin dejar de ser esto cierto, son limitadas las posibilidades de lograr el grado deseado y la sinergia territorial que permita evaluar cuantitativamente este tipo de aplicación. Esta información se amplía en el apartado “Usos Industriales Identificados para CO2 y Carbonatos” del presente informe. Es importante destacar que si bien esta información fue publicada en 2005, el análisis de los casos exitosos de la actualidad (extraído de la base de datos actualizada del Global CCS Institute) confirma que los lineamientos de madurez tecnológica esbozados por el IPCC han sido reafirmados por el paso del tiempo, debido a que el desarrollo a la actualidad de las aplicaciones de esta tecnología son coherentes con las estimaciones publicadas.



Mapa de actores sociales A continuación se presenta la identificación de actores sociales principales vinculados a la evaluación potencial de la implementación de tecnologías de CAC en Argentina. En principio, tratándose de un fenómeno fuertemente ligado a la cuestión energética, desde la perspectiva de que las fuentes puntuales de emisión de CO2 más significativas están asociadas a la generación energética, se incluye a los protagonistas del sector energético: Secretaría de Energía, Generadores, CAMMESA. Por su parte, y en estrecho vínculo con la gestión de la infraestructura, se considera en el listado al Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. Asimismo, y derivado de la ausencia de un marco regulatorio, se incluye también a autoridades y cámaras legislativas como los actores claves para el desarrollo del marco regulatorio indispensable para el desarrollo de la CAC en Argentina. Otras fuentes puntuales masivas de emisión corresponden a algunos sectores industriales particulares como el cementero y algunas industrias químicas. Por lo tanto, estos grupos industriales se consideran también dentro del conjunto de actores vinculados/afectados (fabricación de cal, cemento, cerámicas, pinturas, fertilizantes, entre otras). Por otra parte, desde la perspectiva de la reinyección geológica, se vincula estrechamente al sector hidrocarburífero, ya que es en los yacimientos activos donde la economía de escala y la infraestructura operativa hace la aplicación de esta tecnología más viable. Por esta razón, se incluyen en el listado a la Cámara de Industrias Hidrocarburíferas y al IAPG, entendiendo que agrupan a las empresas energéticas que explotan cuencas hidrocarburíferas en la actualidad. Así como se incluyeron industrias de alta intensidad de carbono, como fuentes puntuales de emisiones muy significativas, es necesario considerar otros sectores industriales que pueden entrar en el juego de actores vinculados. Estos son los consumidores de CO2 gaseoso, que de forma directa o indirecta insumen este gas o sus productos derivados en sus procesos de producción. Si bien no se trata de un producto de alta demanda, existen algunas industrias que utilizan CO2 como insumo de sus procesos y, por ello, se incluyen en el siguiente listado.

Tabla 1 Listado de Actores Sociales Locales vinculados a la potencial implementación de CAC en Argentina

Sector Actor

Gobierno/Sector Energético

Secretaría de Energía

Generadores

CAMMESA

Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios

Autoridades y Cámaras Legislativas (Senadores y Diputados, nacionales y



provinciales)

Hidrocarburífero IAPG

Cámara Argentina de Empresas Productoras de Hidrocarburos

Industrial IPA (Instituto Petroquímico Argentino)

Cámara Argentina de la Industria Química y Petroquímica

Asociación de Fabricantes de Cemento Portland

Instituto del Cemento Portland Argentino

Cámara Argentina de la Construcción

Fuente: Elaboración propia

De la interacción que pueda lograrse entre los actores mencionados a propósito del armado de convocatorias para trabajos conjuntos, enfocados en temas de CAC y CUC, debería poder obtenerse toda la información necesaria para realizar estimaciones detalladas de los esfuerzos y potencialidades locales para la aplicación de estas técnicas, como elemento estratégico de la gestión de carbono y la planificación energética en el mediano y largo plazo para la Argentina.

POTENCIAL DE CAPTURA Y ALMACENAMIENTO DE CARBONO EN LA ARGENTINA A continuación se presenta al análisis de potencial para la aplicación de CAC en la Argentina, tanto para almacenamiento geológico como para aprovechamiento industrial.

Captura y Almacenamiento Geológico de CO2 De acuerdo al documento oficial de referencia publicado por el IPCC, la CAG es una opción de mitigación viable para todos aquellos países que cuenten con experiencia en la operación del sector hidrocarburífero. Para evaluar el potencial de almacenamiento geológico de CO2 es fundamental la realización de una serie de pasos. En primera instancia, es necesario identificar las grandes fuentes estacionarias de CO2. Luego, se estudia la capacidad de almacenamiento de los sumideros disponibles y se evalúa la correlación geográfica entre las fuentes y los sumideros elegidos. Derivado de ello, se consideran las alternativas de transporte, para tener un panorama completo del escenario a implementar y poder evaluar así la conveniencia de la captación de CO2, considerando el ciclo de vida completo de la alternativa de CAG a implementar. Para el caso de Argentina, siguiendo la metodología de trabajo propuesta por el IPCC, se consideran las fuentes estacionarias más significativas, producción de energía y su correlación geográfica con los potenciales sumideros geológicos. Asimismo, para la estimación de la capacidad de almacenamiento de los sumideros geológicos identificados se tienen en cuenta los volúmenes prospectados de hidrocarburos, programando



un reemplazo de ese volumen por CO2. Sin embargo, es importante destacar que, excepto por el uso para recuperación terciaria, esta forma de cuantificar la capacidad está estrechamente vinculada a la depletación de los yacimientos, así como a los cambios de las condiciones de presión y efectos geomecánicos asociados al cambio de condiciones originales de inicio de la cuantificación, pudiendo afectar negativamente su capacidad, es decir, reduciéndola.

Evaluación geológica de características y capacidades de las distintas cuencas Existen muchas cuencas sedimentarias diversamente adecuadas para el almacenamiento del CO2. De acuerdo a lo establecido por el IPCC en el documento de referencia del sector, las características generales que debe reunir un sitio para el almacenamiento geológico son: (1) suficiente capacidad y permeabilidad adecuada para la inyección de CO2, (2) una roca sello o unidad confinante adecuada, y (3) un ambiente tectónico lo suficientemente estable para evitar poner en compromiso la integridad del sitio de almacenamiento. Los criterios para evaluar la potencialidad de una cuenca sedimentaria particular para el almacenamiento de CO2 en el subsuelo incluyen (Bachu, 2000, 2003; Bradshaw et al., 2002):

Las características propias de la cuenca, tales como:

o Actividad tectónica: las áreas sísmicamente activas pueden poner en compromiso el sitio de almacenamiento, por lo que su posición dentro de la placa continental es un factor crítico a fin de evaluar la factibilidad de realizar la inyección de CO2 con la mayor seguridad posible. Las cuencas ubicadas lejos de los bordes de placas o cerca de márgenes pasivos son excelentes candidatos para la seguridad a largo plazo del almacenamiento de CO2.

o Estratigrafía: debe existir (1) una roca sello o unidad confinante adecuada que permita

retener el gas en su camino de ascenso y (2) una roca reservorio o almacén con capacidad y permeabilidad adecuadas para la inyección del gas. Para que ello suceda hay que tener en cuenta que las características físicas que actúan en detrimento de la potencialidad del sistema unidad confinante-almacén son: 1. Un escaso espesor de las secuencias sedimentarias (< 1000 m) 2. Pobres contrastes de permeabilidad entre las rocas almacén y confinante 3. Alto grado de fallas o fracturas (común dentro de fajas plegadas) 4. Relaciones estratigráficas fuertemente discordantes 5. Alto grado de diagénesis 6. Sobrepresión de los reservorios o almacenes

o Régimen geotérmico: la eficiencia del almacenamiento, definida como la masa

almacenada por unidad de volumen, es mayor cuanto mayor sea la densidad del CO2. Del mismo modo, la seguridad de almacenamiento aumenta a mayor densidad del CO2 dado



que la flotación –responsable del ascenso del gas– se ve disminuida. Así, las cuencas sedimentarias sujetas a bajos gradientes geotérmicos son más favorables para el almacenamiento del CO2 ya que en estas cuencas se alcanza una mayor densidad a menores profundidades que aquellas cuencas sujetas a altos gradientes geotérmicos, caracterizados por un rápido calentamiento de los fluidos.

o Régimen hidrodinámico: la inyección de CO2 en formaciones sobrepresurizadas por

soterramiento o por generación de hidrocarburos puede conducir a problemas tecnológicos y de seguridad que los convierte en sitios no idóneos para el almacenamiento. Por eso las formaciones no sobrepresurizadas, respecto de las presiones inherentes de cada profundidad, constituyen sitios adecuados.

Madurez de la industria e infraestructura: las cuencas poco estudiadas pueden ser objetivos inseguros para le selección de un sitio de almacenamiento de CO2 debido a la limitada disponibilidad de información geológica. En ese sentido, las cuencas sedimentarias más estudiadas son recomendables pues las características de sus formaciones son bien conocidas y pueden contar con infraestructura previa que facilite el transporte e inyección del gas al subsuelo.

Factores sociales: en última instancia es necesario analizar cuestiones como el grado de desarrollo, la economía, implicancias medioambientales, etc., a la hora de evaluar la factibilidad del almacenamiento del CO2 en el subsuelo geológico.

Como se desprende de lo antes dicho, las cuencas petroleras explotadas en la actualidad cumplen con todas las características esenciales que debe reunir un sitio de almacenamiento geológico del CO2, dado que han almacenado hidrocarburos de manera segura durante millones de años y han continuado almacenándolos de forma segura, aún habiendo sido sometidas a intensos procesos de explotación. Así, los reservorios de hidrocarburos total o parcialmente agotados y/o abandonados son los principales candidatos a la hora de elegir un sumidero para almacenar CO2 por varias razones:

La integridad y seguridad de las trampas estructurales y estratigráficas donde se acumulaba el hidrocarburo, ha sido demostrada durante el período de explotación.

En general, la estructura y propiedades físicas de estos reservorios ya han sido ampliamente estudiadas y caracterizadas.

En la mayoría de los casos se han realizado modelados para predecir la potencial migración de hidrocarburos así como también su comportamiento.

Poseen la infraestructura necesaria (vías de acceso y pozos) para realizar el almacenamiento, por lo tanto la inversión económica es menor.

En algunos casos, la inyección de CO2 puede incrementar el porcentaje de recuperación secundaria y terciaria.



Elección de sitios puntuales para el almacenamiento del CO2 Para poder realizar un análisis más exhaustivo del potencial de almacenamiento de CO2 de cada cuenca es necesario profundizar en el conocimiento de algunas características y condiciones particulares a cada una de ellas que, incluso, pueden variar dentro de una misma cuenca.

Sismicidad de la Cuenca: un evento sísmico de gran magnitud puede amenazar la integridad tanto del sistema sello-reservorio como de las instalaciones en superficie, dando la posibilidad de producir fugas de CO2. Si bien la sismicidad es un factor tomado en cuenta en los yacimientos actualmente en explotación, es importante realizar una evaluación de las condiciones generales de infraestructura y estado de pozos sobre todo en los reservorios que han sido abandonados. En este sentido, es recomendable la ubicación de sitios de almacenamiento en cuencas alejadas del frente orogénico andino, como la cuenca del Golfo San Jorge, la cuenca Austral, o las cuencas Neuquina y Cuyana en su porción más oriental.

Presencia de múltiples sistemas petroleros: las cuencas petroleras que poseen varias unidades estratigráficas de extensión regional y con carácter de roca sello tienen mayor capacidad de mitigar o detener eventuales fugas del CO2 almacenado, pues éste se encuentra con múltiples barreras. La cuenca Neuquina, la cuenca del Golfo San Jorge y el sistema de cuencas Siluro-Devónicas, Carbonífera y Cretácica del NOA poseen varias formaciones que cumplen el rol de unidades de sello.

Régimen geotérmico y anomalías térmicas en los distintos reservorios: como se dijo anteriormente, el gradiente geotérmico es un condicionante para la eficiencia y seguridad de los sitios de almacenamiento. Es necesario realizar un análisis de la distribución de gradientes geotérmicos dentro de cada cuenca para determinar las zonas de almacenamiento que pudieran llegar a ser más eficientes. Por ejemplo, los gradientes geotérmicos y el flujo calórico en el sector norte de la cuenca Neuquina son muy elevados, en comparación con la parte central y el borde sur de la misma, pues el norte está bajo la influencia de un extensivo volcanismo actual. De hecho, la cuenca Neuquina tiene un promedio de gradiente geotérmico levemente mayor al promedio mundial de las zonas continentales (Sigismundi, 2012).

Régimen hidrodinámico del reservorio: cuando las distancias recorridas por los sistemas de flujos regionales de aguas subterráneas son de cientos de kilómetros, la escala de tiempo necesaria para que el agua en la que se inyectó el CO2 alcance la superficie es de miles a millones de años. Así, las cuencas petroleras asociadas a sistemas de flujos regionales de grandes recorridos son muy aptas para producir lo que se conoce como “captura hidrodinámica” del CO2. Por ejemplo, muestras de aguas colectadas a 250 m de profundidad, en niveles de la Formación Patagonia, en la zona de Pampa del Castillo, al oeste de Comodoro Rivadavia, y analizadas mediante 14C, brindaron edades de 12.200-



12.800 años AP (Grizinik y Sonntag, 1994). Así, la cuenca del Golfo San Jorge es un buen candidato considerando las condiciones hidrodinámicas en su subsuelo.

Luego de ser reinyectado en el subsuelo, el CO2 almacenado atraviesa una serie de transformaciones. La cadena de procesos físicos y físico-químicos que sufre el CO2 en el subsuelo es compleja y está fundamentalmente controlada por las características geológicas de cada lugar en particular. A continuación se esbozan los procesos más estudiados y esperables.

El CO2 se mantiene en su lugar de almacenamiento gracias a uno o más mecanismos básicos de entrampamiento o captura conocidos (IEA, 2008). Por lo general, los mecanismos iniciales de entrampamiento son estructurales y/o estratigráficos, demostrados gracias a –y responsables de– la existencia de las trampas de hidrocarburos. Con el transcurso del tiempo, mecanismos de captura aún más seguros toman el control. Cuando la inyección de CO2 se detiene, el CO2 es atrapado en los diminutos espacios porales de la roca gracias a la presión capilar que ejerce el agua sobre éste, produciendo entrampamiento residual. A medida que se inyecta más CO2 este se aleja del sitio de inyección y, dado que es más liviano que el agua muy salina o el petróleo, puede comenzar su camino de ascenso hacia el tope del reservorio hasta encontrarse con la trampa estructural y/o estratigráfica que impide su paso. Mucha de la cantidad inyectada se disuelve en el fluido contenido previamente en el reservorio, generando lo que se conoce como entrampamiento o captura por solubilidad. El beneficio principal de este proceso es que una vez que el CO2 es disuelto, no existe más como fase libre, eliminando de ese modo la fuerza de flotación del mismo y reduciendo potenciales fugas ulteriores.

Finalmente, el CO2 puede someterse a una secuencia de interacciones químicas con el medio rocoso y el agua que éste contiene, dando lugar a la aparición de nuevas especies minerales estables. Esta forma de entrampamiento, llamada captura mineral, es la forma más segura de almacenamiento de CO2, pero es un proceso lento que puede tomar decenas a miles de años de acuerdo a las características de la roca. Sin embargo, la estabilidad del almacenamiento por captura mineral, combinado con la gran capacidad de almacén de algunos medios geológicos, lo convierte en una situación deseable a largo plazo. No obstante, la reacción del CO2 con minerales carbonatados puede ser muy rápida (cuestión de días). La captura mineral funciona del siguiente modo. El CO2 disuelto en agua produce un ácido débil que reacciona con los silicatos alcalinos de K y Na, o con los carbonatos de Ca, Mg y Fe u otros minerales silicatos del reservorio, dando lugar a iones de bicarbonatos. Luego, reacciones sostenidas del bicarbonato con estos iones producen la formación de carbonatos, alcanzando finalmente la captura mineral del CO2 en una forma estable (IPCC, 2005).

Aunque todos estos procesos requieren de tiempos de residencia del CO2 sensiblemente diferentes, en general, es notorio que a medida que el CO2 permanece más tiempo en subsuelo más seguro se vuelve su almacenamiento.



Estimación cuantitativa de la capacidad potencial de almacenamiento La cuantificación de la capacidad potencial de almacenamiento se obtuvo de la información sobre prospección de reservas de HC publicada en el espacio web de la Secretaria de Energía de la Nación, de donde se utilizaron las planillas dinámicas del SESCO6. En ellas constan las reservas desde el año 2004 hasta la actualidad en cada cuenca productora, así como las producciones de los mismos años y cuencas. Sobre esos datos se realizó una estimación cuantitativa de la capacidad de almacenamiento de CO2 en Argentina, distribuida geográficamente de acuerdo a la ubicación de las cuencas productivas. Es necesario en esta instancia establecer el criterio de corte para analizar a futuro el potencial de almacenamiento geológico, ya que el dinamismo de la evolución de las reservas hace necesario asumir un escenario y proyectarlo. Asimismo, se entiende que el análisis del potencial de almacenamiento previo al año 2004 es incierto a la luz de la información recabada para el presente estudio. La identificación de reservas se encontraba en pleno desarrollo, por lo cual, para establecer un potencial inicial de almacenamiento, se ha considerado un período a partir del momento en que se identifica un nivel de reservas relativamente estable. En rigor, más allá de que las reservas no hayan aumentado, puede considerarse que el volumen disponible sí lo ha hecho, dado que se ha producido petróleo y gas de reservas conocidas y, a la vez, detectado nuevas reservas que mantienen el nivel neto de las mismas relativamente estable. En los siguientes gráficos se puede apreciar cómo han evolucionado las reservas de petróleo y gas en cada cuenca y cuál era la expectativa, en años de producción, a la tasa de extracción en cada momento. Este dato es el que justifica la necesidad de establecer un escenario al día de hoy para proyectar las capacidades de almacenamiento a futuro.

6 http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=3299



Figura 2 Evolución de Reservas comprobadas de Petróleo en Mm3

Fuente: Elaboración propia en base a información de la SEN

De igual modo, para observar la evolución de las reservas de Gas:

Figura 3 Evolución de Reservas comprobadas de Gas en MMm3




Se puede apreciar que en el transcurso de los 8 años de datos evaluados7, la proyección de los años de reserva se mantiene casi constante, por tal motivo se debe correlacionar las reservas con la producción media, razón por la cual, este trabajo está basado en las siguientes consideraciones o hipótesis. La producción de petróleo y gas en cada cuenca desde el año 2004 hasta el año 2012 es el potencial espacio interporal que puede ser ocupado por CO2, denominado Potencial Inicial (Pi). Como:

Pic = ∑ Qc04;12

Ecuación 1: Potencial inicial de almacenamiento

Pic: Potencial Inicial por cuenca Qc04;12: Producción de gas y petróleo, año 2004 hasta 2012 Asumiendo que el año 0 de reservas es el dato correspondiente al año 2012, se genera la siguiente serie de figuras ilustrando el Potencial Inicial en cada cuenca y las ubicaciones de las fuentes de emisión de CO2 relativas a la generación termoeléctrica, próximas a la cuenca productiva a la que se vinculan.

7 A partir de la información publicada por la SEN



Figura 4 Cuenca Noroeste: sinergias espaciales entre fuentes masivas de emisión por generación eléctrica y cuencas hidrocarburíferas productivas


Tal como puede observarse en el mapa, existen varias fuentes puntuales de emisión de CO2, próximas al área de la cuenca productiva. Esta correlación permite corroborar que las fuentes más representativas se encuentran sobre la superficie de la cuenca, siendo más probable la ubicación de pozos aptos para la reinyección de sus emisiones. Se identifica así un escenario favorable para el aprovechamiento de la capacidad de sumidero de la cuenca Noroeste, durante muchos años.



En esta región se identifican las siguientes centrales:

Tabla 2 Centrales identificadas en las cercanías de la cuenca Noroeste

Central Provincia Potencia total (MW) Nivel de emisiones (Gg CO2)*

General Güemes Salta 361 900

CT de Ciclo Combinado Salta Salta 643 1 500

CT San Miguel de Tucumán Tucumán 397 1 000

CT Tucumán Tucumán 438 900

*Basado en datos de operación del año 2013



Figura 5 Cuenca Austral y San Jorge: sinergias espaciales entre fuentes masivas de emisión por generación eléctrica y cuencas hidrocarburíferas productivas


Por su parte, en el caso de las cuencas Austral y San Jorge, las fuentes puntuales de emisión masiva identificadas, interconectadas al MEM, son muy pequeñas para la enorme capacidad de las cuencas. En esta región se identifican las siguientes centrales:



Tabla 3 Centrales identificadas en las cercanías de la cuenca Austral y San Jorge


CT Patagónicas Comodoro Rivadavia

Chubut 82,5 50

Electropatagonia Comodoro Rivadavia

Chubut 63 50

Energía de Sur Patagonia Chubut 124 400

*Basado en datos de operación del año 2013

Figura 6 Cuenca Cuyana y Neuquina: sinergias espaciales entre fuentes masivas de emisión por generación eléctrica y cuencas

hidrocarburíferas productivas




Finalmente, para el caso de las cuencas Cuyana y Neuquina, se observa también una potencialidad alta, debido al elevado valor de las emisiones derivadas de las fuentes de generación de la zona y su proximidad a sendas cuencas, resultando altamente probable la identificación de pozos en condiciones óptimas para proyectar la reinyección de las mismas. En esta región se identifican las siguientes centrales:



Tabla 4 Centrales identificadas en las cercanías de la cuenca Cuyana y Neuquina


Lujan de Cuyo Mendoza 550 1 900 Agua del Cajón Neuquén 671 1 400

Alto Valle Neuquén 80 300

Loma de la Lata Neuquén 540 900

*Basado en datos de operación del 2013

Los mapas presentados, se realizaron utilizando capas de información geográfica (archivos tipo shapefile) generadas ad hoc, que se presentan anexos a este informe8. A través de la utilización de las capas, es posible contar con la información necesaria para establecer relaciones espaciales entre las fuentes principales de emisión vinculadas a la generación eléctrica y la distribución espacial de los potenciales sumideros, permitiendo desarrollar escenarios de transporte, vinculándolos con otras fuentes de información complementaria como trazas de gasoductos existentes o proyectados, pozos de reinyección o depletados, u otras fuentes de emisión industriales o de generación eléctrica de menor porte, entre otros. El procesamiento y elaboración de este tipo de información permite, tal como se ilustra en las figuras presentadas, evaluar correlaciones espaciales para definir cuali y cuantitativamente posibles escenarios de implementación. De todas maneras, la mayor fuente de las emisiones asociadas a generación eléctrica se encuentra ubicada en la zona de la Provincia de Buenos Aires y Provincias aledañas. En esta región se identifican las siguientes centrales:

Tabla 5 Centrales identificadas con las emisiones principales fuera de las grandes cuencas productivas


AES Paraná Buenos Aires 845 2 300

Manuel Belgrano Buenos Aires 850 1 800

CTE Luis Piedrabuena Buenos Aires 620 1 400

Costanera Capital Federal 1 980 4 100

Central Puerto Capital Federal 800 2 100

Dock Sud Gran Buenos Aires 872 2 000

Genelba Gran Buenos Aires 838 2 100

Ensenada de Barragán Gran Buenos Aires 567 1 100

Pilar Bicentenario Córdoba 467 1 400

Modesto Maranzana Córdoba 70 500

Timbúes San Martín Santa Fe 850 2 500

*Basado en datos de operación del 2013

8 Ver también Anexo III con la Metadata de las mismas



Más allá de la correlación geográfica (espacial), la medición del potencial de cada cuenca de albergar emisiones se define por la relación de capacidad y cómo ésta se puede proyectar en el tiempo. Por esta razón, se ha calculado la tasa de depletación (Dp) de cada cuenca de los últimos 8 años, para tomar la media como valor fijo y poder calcular año a año la capacidad interporal disponible para el CO2. Se calculó entonces la proyección de capacidad de almacenamiento de CO2 (Pn) de cada cuenca, como:

Pn = Rn-1 – (Rn – (Dp × Rn))

Ecuación 2: Capacidad de almacenamiento de CO2

Donde Dp = Rn/Qc Rn: reservas HC del año n Rn-1: reserva HC año n-1 Cabe aclarar que las densidades del Petróleo, el Gas y el CO2 fueron las mismas que las utilizadas en el resto de los cálculos de la TCN. Como resultado de estos cálculos (ver anexo de cálculos) se obtuvo la siguiente serie temporal de potencial de secuestro de CO2 por cuenca.



Figura 7 Serie temporal de potencial de secuestro de CO2 por cuenca


La consolidación de esta información permite establecer una relación geográfica entre las zonas de producción de energía termoeléctrica con los sumideros en los yacimientos identificados y cuantificados. Esta relación se presenta en la siguiente tabla donde se proponen sumideros de las principales emisiones de CO2 de plantas de generación termoeléctrica. En las figuras 4, 5 y 6 se indican las fuentes de emisión más próximas, su ubicación y correlación espacial con las formaciones geológicas con potencial de sumidero de CO2, mientras que en la tabla 2 siguiente también se propone el escenario de captura y almacenamiento de aquellas fuentes masivas que están distantes del yacimiento. Esta propuesta se basa en la premisa de que el transporte de CO2 por ducto, desde su captura post-combustión hasta su reinyección en la formación geológica, posee un balance de carbono con una eficiencia mayor al 95% en nuestro país. Esta afirmación se realiza tras haber analizado la información de las compañías transportadoras de Gas Natural (TGN y TGS) a través de los reportes del ENERGAS9, donde el consumo de combustible relativo al transporte, sumado a las pérdidas y diferencias de balance, no superan el 4% del total de gas transportado, lo que hace suponer que el balance de carbono no es una barrera para la CAG, sino que el factor económico sí lo es, como se verá más adelante. En la tabla 2 se presenta entonces una propuesta de emisiones de las principales Centrales Termoeléctricas y el yacimiento que potencialmente podría almacenarlas.

9 http://www.enargas.gov.ar/DatosOper/Planilla.php



Tabla 6 Correlación entre emisiones y sumideros totales

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la SEN

La propuesta de almacenamiento geológico presentada en la tabla anterior considera que los gasoductos existentes NO serían utilizados en el corto plazo para transportar CO2.

Si proyectamos solamente la capacidad inicial Pi de cada yacimiento con las emisiones constantes de las centrales térmicas cuantificadas para el año 2012, se podrían almacenar como mínimo 15 años de emisiones en la cuenca Neuquina. La tabla presentada considera el 94% de las emisiones de CO2 de generación de energía eléctrica, actividad 1A1 del inventario nacional 2012, ya que se tomó como línea de corte las centrales térmicas del mercado eléctrico mayorista.

Costos de CAC y Transporte A la hora de realizar la evaluación y estimación de costos es importante señalar que se cuenta con poca o casi nula información específica. La escasa disponibilidad de información no se trata de un problema local o regional, sino que afecta a actores de todo el mundo, vinculados a la investigación en aplicación de CAC. Incluso los propios organismos especializados encuentran dificultades a la hora de realizar las gestiones de información. Para dar cuenta de ello, se cita por caso la experiencia de gestión de información sobre costos publicada en el sitio web del ZEP10: “Los datos disponibles públicamente en CAC costos son escasos. Con el fin de obtener información de una base fiable para las estimaciones, se decidió gestionar datos nuevos, datos 10

(Founded in 2005, the European Technology Platform for Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (ZEP) is a unique coalition of stakeholders united in their support for CO2 Capture and Storage (CCS) as a key technology for combating climate change. ZEP serves as advisor to the European Commission on the research, demonstration and deployment of CCS.)

ProvinciaTipo

GeneraciónMercado Emisiones

KtCO 2/año CuencaCapacidad inicial

Pi (KTCO 2)Años

BsAs TV, TG, CV, CG MEM 27000,5

Neuquén Cv,CG,TG MEM 2974

Rio Negro TG MEM 53

Mendoza TV, TG, CV, CG MEM 1956

Cordoba TG MEM 2893

San Juan TG MEM 31

La Rioja TG MEM 12

Jujuy TG MEM 12,1

Salta TG, TV MEM 31

Santa Fe TV, TG, CV, CG MEM 2703

Santiago del Estero TG MEM 29

Tucumán TV, TG, CV, CG MEM 2373

Chubut CV, CG, TG MEM 483 San Jorge 84855 176

Santa Cruz TG MEM 10,9 Austral 177887 16349

Almacenamiento

Neuquina 510896 15

Noroeste

Cuyana 1112,0928 26

21109885,8



in-house, proporcionados exclusivamente por las organizaciones miembros ZEP –15 en total. Esto incluyó cinco compañías independientes de energía y fabricantes de equipos de la planta de energía(…) Con el fin de acceder a los datos, toda la información básica de costos se mantiene confidencial, desvinculando las fuentes de los números individuales. Para este fin, una persona representante de cada área fue asignada para recoger la información, alinear, crear valores medios y volcarla de forma anónima al compendio de datos.” En este contexto de restricción de información pública disponible, se toman los datos de costos publicados por el IPCC en el documento de referencia y se tienen en cuenta como referencia de actualización aquellos producidos por organizaciones intergubernamentales de CAC, entre las que se destacan la ZEP, el CCS Global Institute, el CCS Development Forum, la Carbon Capture and Storage Association, la Agencia Internacional de la Energía y los gobiernos británico y canadiense, que han hecho grandes avances en la investigación y publicación de información sobre aplicación de CAC en sus respectivos países. Entre las fuentes arriba mencionadas, es posible encontrar algunas referencias globales a los costos generales de aplicación de CAC en el contexto de otras opciones de mitigación de emisiones de GEI. Es interesante considerar que, de acuerdo a información publicada por el ICO2N 11, la captura y almacenamiento de carbono se encuentra en el mismo rango de costo que las otras opciones de reducción de CO2, como la eólica y la solar. Aunque todavía es costoso, como suele ocurrir con cualquier nueva tecnología, los costos bajarán a medida que se aprenda más sobre el proceso:

Nuclear: 50 USD/tCO2

CAC: 75-21012 USD/tCO2

Solar PV: 145 USD/tCO2

Turbinas Eólicas: 170 USD/tCO2 La economía de los sistemas de CAC depende de diversos componentes que son muy variables y sitio-específicos. En la actualidad existe un gran déficit de certidumbre para impulsar la financiación de estos proyectos, que debe ser abordado a fin de garantizar el despliegue a gran escala de la CAC. En términos de costos, el ciclo de vida de un proyecto de CAC implica en la captura la consideración de los costos de capital13 y operativos. Ambos pueden variar considerablemente en función de las características específicas de las instalaciones y la tecnología de captura

11 ico2n.com (ICO2N is the Integrated CO2 Network, a group of Canadian companies representing multiple industries, including coal and the oil sands.) 12 Fuente: Delphi Group, 2009 ICO2N GHG Alternatives report 13 La Administración de Información de Energía de los EE.UU. informa que los costos de capital para centrales de ciclo combinado a gas es del orden de 2 095 USD/kW. Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plant, US Energy Information Administration, abril 2013



elegidas. Este componente representa normalmente alrededor del 80% del coste total del proyecto. Por su parte, transporte y almacenamiento incluye el transporte de CO2 desde la instalación de captura hacia la ubicación de almacenamiento, así como la inyección y su monitoreo en el lugar de almacenamiento. Asimismo, el ZEP ha publicado en su reporte14 información sobre costos de implementación de CAC, sobre la base de nuevos datos proporcionados exclusivamente por las organizaciones miembros ZEP en proyectos piloto y de demostración de CAC existentes planificadas. El mismo, tras dos años de trabajo, y con la participación de más de 100 expertos, ha concluido que la CAC será una estrategia competitiva económicamente frente a otras fuentes de energía bajas en carbono, como la energía eólica offshore, la solar o la nuclear, a comienzos de la década del 20. Según consta en el informe especial del IPCC sobre el particular, las tecnologías y el equipo utilizados para el almacenamiento geológico son de uso generalizado en los sectores del petróleo y el gas, por lo que las estimaciones de los costos para esta opción tienen un grado de confianza relativamente alto con respecto a la capacidad de almacenamiento en el margen inferior del potencial técnico. No obstante, hay una escala y una variabilidad de costos significativos debido a factores específicos de cada emplazamiento como la profundidad del depósito y las características geológicas de la formación de almacenamiento (por ejemplo, la permeabilidad y el espesor de la formación). Las estimaciones representativas de los costos de almacenamiento en yacimientos petrolíferos y de gas agotados suelen oscilar entre 0,5 y 8 dólares americanos por cada tonelada de CO2 inyectado. Los costos de monitoreo, que varían entre 0,1 y 0,3 dólares americanos por tonelada de CO2, son adicionales. Los costos de almacenamiento más bajos corresponden a los depósitos terrestres, de poca profundidad y alta permeabilidad, y/o los lugares de almacenamiento en que los pozos y la infraestructura de yacimientos petrolíferos y de gas existentes pueden ser reutilizados, como en la mayoría de los casos analizados para la Argentina. Cuando el almacenamiento se combina con la recuperación mejorada de petróleo, la EOR o terciaria y (potencialmente) la recuperación mejorada de gas, puede reducir los costos totales de la CAC. Según los datos y los precios del petróleo anteriores a 2003, la producción mejorada de petróleo para la recuperación mejorada de petróleo terrestre con el almacenamiento de CO2 podría generar beneficios netos de 10 a 16 dólares por tonelada de CO2 (entre 37 y 59 dólares por tonelada de C), considerando los costos de almacenamiento geológico. Para la recuperación mejorada de gas y la recuperación asistida de metano en minas de carbón (ECBM, enhanced coal bed methane), que aún están en proceso de desarrollo, no hay información fiable sobre los

14

The Costs of CO2 Capture, Transport and Storage - Post-demonstration CCS in the EU



costos basada en experiencias reales. No obstante, en todos los casos, el beneficio económico de la producción mejorada depende en gran medida de los precios del petróleo y el gas. En el transporte de CO2 por gasoductos los costos dependen de una serie de condiciones; si el gasoducto está situado en la tierra o en el mar, si se trata de una zona muy congestionada, o si en su ruta hay montañas, grandes ríos o terrenos congelados. En tal sentido, este estudio aplicado en la Argentina, ha tomado como referencia los gasoductos que transportan Gas Natural desde los yacimientos hacia los centros de transformación y consumo. El costo del transporte por gasoducto para una distancia nominal de 250 km oscila generalmente entre 1 y 8 dólares por tonelada de CO2 (entre 4 a 30 dólares por tonelada de C). El costo del gasoducto depende del flujo másico del CO2, mientras que el costo del acero representa una fracción significativa del costo de un gasoducto, por lo que las fluctuaciones de ese costo (como ha sido el caso de su duplicación entre los años 2003 y 2005) podrían afectar a la economía general de los gasoductos. Todo costo adicional para la recompresión (estaciones de bombas reforzadoras) que pueda necesitarse para los gasoductos se contarían como parte de los costos de transporte, que son relativamente bajos y que no están incluidos en las estimaciones aquí presentadas. En resumen, los costos enunciados anteriormente se presentan en el siguiente figura 8.

Figura 8 Costos de la CAC

Fuente: Informe especial del IPCC sobre CAC

Más allá de lo anteriormente indicado respecto a la fecha de publicación de los valores de referencia citados, se toma de fuentes actuales valores estimados a nivel regional, para validar la vigencia de los reportados oportunamente por el IPCC, utilizados para la realización de cálculos en este informe.



De este modo, de acuerdo a lo publicado por el ZEP15, los costos típicos para transporte en un gasoducto corto en tierra (180 km) operando con un pequeño volumen de CO2 (2,5 Mtpa) ronda los 5 €/tonelada de CO2. Esto se reduce a ~ € 1,5/tonelada de CO2 para un sistema de gran tamaño (20 Mtpa). Si la longitud se incrementa a 500 km, un gasoducto terrestre cuesta € 3,7/tonelada de CO2 y un gasoducto submarino ~ 6 €/tonelada de CO2. A partir de esta información, puede convalidarse la información de costos del informe del IPCC, observando que los valores comparables permanecen estables (son fuertemente correlativos, aún considerando las diferencias de referencias y moneda). Asimismo se presenta el siguiente cuadro con la escala de costos totales correspondientes a la captación, el transporte y el almacenamiento geológico de CO2, sobre la base de tecnología existente para nuevas centrales a carbón y gas natural.

Figura 9 Impacto de costos de la CAC sobre el valor de la energía

Fuente: Informe especial del IPCC sobre CAC

Los valores de referencia del IPCC pueden ser comparados con valores más actuales de la Agencia Internacional de la Energía, como muestra la siguiente tabla:

15

The Costs of CO2 Capture, Transport and Storage - Post-demonstration CCS in the EU



Tabla 7 Costo de los sistemas CAC para centrales a gas según la Agencia Internacional de la Energía

a Prospects for CO2 Capture and Storage, Int. Energy Agency, 2004 b CO2 Capture and Storage, Energy Technology Analysis System Programme, Int. Energy Agency, 2010 c Technology Roamap, Carbon Capture and Storage, Int. Energy Agency, 2013 Para distancias mayores el transporte no es por ductos sino por barcos o camiones

Analizando las centrales más relevantes identificadas para la Argentina se pueden calcular los órdenes de magnitud de los costos asociados a la operación de los sistemas de CAC y los incrementos de los valores de la electricidad debidos a estos costos adicionales que deben cubrirse. La siguiente tabla muestra las centrales identificadas en las distintas zonas, las distancias del transporte de CO2 requerido, los costos desagregados de cada fase de la CAC y el valor adicional de la electricidad generada.

Etapa IEA 2004a (USD/tCO2) IEA 2010b (USD/tCO2) IEA 2013c (USD/tCO2)

Captura 25-50 30-50

Transporte 1-5 (100 km) /15-25 (5000 km) 5-20 (100-200 km)

Inyección, almacenamiento y

monitoreo1-2 (55 para EOR) 5-10

Total 50-100 40-80 80

Incremento costo de la energía

(centavos USD/kWh)2-3 2-4



Tabla 8 Costo de los sistemas CAC en las centrales identificadas e incremento del costo de la electricidad producida

Central Provincia Potencia

(MW)

Nivel de emisiones (Gg CO2)*

Electricidad producida (MWh)*

Distancia considerad

a (km)

Costo de captura

Costo de transporte

Costo de almacenaje

Costo total

Costo adicional energía

(USD/MWh) (1000 USD)

General Güemes Salta 361 900 4.264.118 200 40.500 3.240 3.825 47.565 11

CT de Ciclo Combinado Salta Salta 643 1500 1.795.429 200 67.500 5.400 6.375 79.275 44

CT San Miguel de Tucumán Tucumán 397 1000 2.412.939 200 45.000 3.600 4.250 52.850 22

CT Tucumán Tucumán 438 900 2.179.240 200 40.500 3.240 3.825 47.565 22

CT Patagónicas Comodoro R. Chubut 82,5 50 76.746 200 2.250 180 213 2.643 34

Electropatagonia Comodoro R. Chubut 63 50 70.470 200 2.250 180 213 2.643 37

Energia del Sur Patagonia Chubut 124 400 815.962 200 18.000 1.440 1.700 21.140 26

Lujan de Cuyo Mendoza 550 1900 3.530.736 200 85.500 6.840 8.075 100.415 28

Agua del Cajón Neuquén 671 1400 3.021.196 200 63.000 5.040 5.950 73.990 24

Alto Valle Neuquén 80 300 511.494 200 13.500 1.080 1.275 15.855 31

Loma de la Lata Neuquén 540 900 1.965.499 200 40.500 3.240 3.825 47.565 24

AES Parana Buenos Aires 845 2300 5.605.377 1300 103.500 53.820 9.775 167.095 30

Manuel Belgrano Buenos Aires 850 1800 4.453.545 1300 81.000 42.120 7.650 130.770 29

CTE Luis Piedrabuena Buenos Aires 620 1400 2.454.550 1300 63.000 32.760 5.950 101.710 41

Costanera Capital Federal 1980 4100 7.269.231 1300 184.500 95.940 17.425 297.865 41

Central Puerto Capital Federal 800 2100 4.796.332 1300 94.500 49.140 8.925 152.565 32

Dok Sud Gran Buenos Aires 872 2000 5.042.477 1300 90.000 46.800 8.500 145.300 29

Genelba Gran Buenos Aires 838 2100 5.452.718 1300 94.500 49.140 8.925 152.565 28

Ensenada de Barragan Gran Buenos Aires 567 1100 1.940.785 1300 49.500 25.740 4.675 79.915 41

Pilar Bicentenario Córdoba 467 1400 2.586.146 1000 63.000 25.200 5.950 94.150 36

Modesto Maranzana Córdoba 70 500 903.502 1000 22.500 9.000 2.125 33.625 37

Timbues San Martin Santa Fe 850 2500 5.797.395 1000 112.500 45.000 10.625 168.125 29

Este listado no es exhaustivo.



Estas estimaciones son consistentes con los valores presentados por la Agencia Internacional de la Energía16 que menciona un incremento del costo de la electricidad de entre 2 y 4 centavos de dólar por cada kWh generado. En esta instancia es importante destacar que los valores de estimaciones en el incremento de los costos de producción de energía más objetivos y genéricos deberían poder actualizarse, para poder elaborar escenarios con mayor certidumbre. Sin embargo, los costos totales dependen de múltiples variables, tales como el sistema de captura utilizado, el tipo de almacenamiento o la distancia de transporte, sino también de otras variables como el diseño, la operación, la financiación, la talla y la localización de la planta, el tipo de combustible utilizado, así como los costos derivados del consumo de combustible y electricidad. Este nivel de complejidad, sumado a la escasez de información actualizada disponible, dificulta la estimación del impacto económico, requiriendo un análisis más profundo en los casos identificados con mayor potencialidad, tal como se desarrolla en el presente informe.

Impactos ambientales vinculados a la aplicación de CAC A continuación se presenta una enumeración general de impactos ambientales asociados al desarrollo, adaptación y operación de líneas de conducción y pozos de inyección para efectivizar el desarrollo propuesto de implementación de CAC. Es importante destacar que no se cuenta con proyectos detallados de instalaciones para realizar CAC, sin localización espacial definida ni estudio de factibilidad de cada una de las alternativas, por lo que no es posible realizar un estudio de impacto ambiental con la rigurosidad del caso. Sí se presentan lineamientos generales de impactos asociados a la operación de líneas de conducción y pozos inyectores, asumiendo que los mismos se ubicarían en zonas de extracción y producción petrolera actual. En esta instancia es imperativo explicitar que cada una de las alternativas posibles en función de capacidad y localización debe contar con su evaluación de impacto ambiental y social correspondiente para asegurar el cumplimiento del marco regulatorio vigente. Los impactos potenciales para etapa de construcción, perforación, campamento y ensayo de pozos inyectores, así como aquellos vinculados a la operatoria de trazado en instalación de líneas de conducción están fuertemente definidos por el medio físico donde el proyecto se desarrolla. En este caso, se han considerado aquellos factores de mayor susceptibilidad, entendiendo la posibilidad de instalación de operatorias de CAC en zonas de explotación petrolífera tradicionales.

16

CO2 Capture and Storage, Energy Technology Analysis System Programme, Int. Energy Agency, 2010



Geología y Geomorfología

o Alteración de la estabilidad estructural

o Sedimentación de cauces

o Incremento de los mecanismos de erosión

Edafología

o Alteración de la calidad de los suelos

Propiedades físicas (textura, estructura, porosidad, permeabilidad, etc.) y

químicas (pH, intercambio catiónico, % de materia orgánica, etc.) afectadas

Daño en la estructura original del suelo, especialmente en las capas

superficiales. Consecuentemente, se dañan los recursos biológicos (semillas,

fauna y microfauna del suelo), principalmente en aquellas acciones que

requieran desmonte

o Los suelos alterados disminuyen su tasa de infiltración de agua de lluvia y

consecuentemente su capacidad para retener agua. La remoción de capas

protectoras del suelo y de vegetación deja al descubierto las capas subyacentes con

lo cual se incrementa paulatinamente el riesgo de erosión tanto eólica como hídrica.

Esto propicia cambios en la textura, por ende, en la capacidad de intercambio, pH,

concentración de sales, etc.

o El drenaje natural local suele afectarse por la readecuación de la picada necesaria

para el acceso al pozo, debido a la presencia de sectores con avanzado proceso

erosivo, lo que determina el escurrimiento natural del área

Recursos Hídricos

o Alteración de la Calidad del Agua Superficial

o Alteración de la Calidad del Agua Subterránea

Calidad de Aire y Nivel de Ruido

o Alteración de la Calidad del Aire

Acciones discontinuas en el tiempo con fugaz persistencia del efecto

Posible alteración de calidad por venteos de fluido presurizado por escapes

o Incremento del Nivel Sonoro

Medio Biológico

o Flora

Alteración de la Abundancia y Composición Florística

Alteración de la Cobertura Forestal

Las actividades de perforación y ensayo, al igual que los distintos transportes

durante la operación del pozo, afectarán de manera indirecta, debido al

levantamiento de polvo y partículas a causa de la circulación de vehículos, los



que se depositan sobre su follaje, dificultando el desarrollo de los procesos

fotosintéticos

o Fauna

Terrestre

Alteración de la Abundancia y Composición de la Fauna terrestre

- El hábitat de la fauna silvestre se afecta de forma negativa por las tareas de

desmonte y acceso vial, que alteran el equilibrio natural del hábitat de la

fauna, modificando áreas de reproducción y alimentación, cadenas tróficas,

etc. Estas actividades cortan la trama del paisaje y subdividen las unidades

de hábitat en porciones sin conexión. La fragmentación afecta el

desplazamiento y supervivencia de las especies

- El comportamiento de la fauna (etología) se altera como consecuencia del

desarrollo del proyecto, en todas sus etapas

- Las pautas reproductivas, de alimentación y de desplazamiento se

modifican, tanto por alteraciones del medio físico y biológico como por el

movimiento de maquinarias y personas que provocan el retiro de la fauna

del lugar

Medio Social

o Paisaje

Cambios en la Percepción del Paisaje Natural

Alteración de la Calidad escénica

o Aspectos Sociodemográficos

Aumento de Capacidades de la Población Local

Limitación Temporal al Desarrollo de Actividades Tradicionales

Aumento Temporal del Ingreso Familiar de los Trabajadores Locales

Dinamización de la Economía de la Zona

o Aspectos Socioculturales

Perturbación de la Vida Cotidiana

Alteración de Evidencias Arqueológicas

Lo anteriormente expuesto permite dimensionar el alcance de los impactos posibles asociados a la implementación de este tipo de proyectos, ajustado a las condiciones locales y el calibre particular de cada proyecto, en las distintas regiones con potencial anteriormente descriptas.



Experiencias actuales de aplicación de CAC Recientemente el Global CCS Institute ha publicado una base de datos de proyectos17 CCA con distinto grado de implementación. A nivel mundial, hay 13 proyectos de CAC a gran escala en la operación, con otros nueve en construcción. Los 22 proyectos en funcionamiento o en construcción representan un incremento del 50% desde el inicio de esta década. La capacidad total de la captura de CO2 de estos 22 proyectos es de alrededor de 40 millones de toneladas por año. Asimismo, hay otros 14 proyectos de CAC a gran escala en la etapa más avanzada de la planificación del desarrollo, o la etapa de definición del concepto, con una capacidad total de captura de CO2 de alrededor de 24 millones de toneladas anuales. Otros 18 proyectos de CAC a gran escala están en las primeras etapas de la planificación del desarrollo y tienen una capacidad total de captura de CO2 de alrededor de 41 millones de toneladas por año. También, fuera del sector energético, el primer proyecto vinculado a la industria del hierro y acero en el mundo para aplicar CAC a gran escala se trasladó a la construcción en los Emiratos Árabes Unidos en la última parte de 2013. El Proyecto CAC Abu Dhabi (capacidad de captura de CO2 de 0,8 Mtpa) comprende la captura de CO2 derivada del proceso de reducción del hierro en la Emirates Steel en Abu Dhabi.

Barreras claves identificadas Entre las barreas identificadas para la adopción plena de las tecnologías vinculadas a CAC pueden detallarse:

Costos de diseño e implementación

Cadena de abastecimiento: manufactura confiable de insumos y servicios para afianzar la implementación de la tecnología a escala comercial

Capacitación del factor humano, para lograr la implementación segura y efectiva de las tecnologías relacionadas

Desarrollo del marco regulatorio que permita avanzar ordenadamente en este tipo de proyectos

Estas barreras aplican tanto a nivel local como regional o global, en particular las tecnológicas y económicas. Aquellas vinculadas a la formación de capacidades específicas y desarrollo de recursos humanos o al desarrollo del marco regulatorio pueden empezar a trabajarse a nivel local de forma paralela al desarrollo de los puntos anteriormente mencionados.

17 http://www.globalccsinstitute.com/projects/large-scale-ccs-projects, ver Tabla copiada en el Anexo I del presente informe

http://www.globalccsinstitute.com/projects/large-scale-ccs-projects-



Captura y Uso o recuperación de CO2 (CUC) El uso del CO2 capturado como un producto o insumo (Captura y Uso de Carbono, o CUC) ha sido identificado como una alternativa, en algunos casos complementaria, al almacenamiento permanente de CO2 en formaciones geológicas. Siguiendo los lineamientos propuestos por el IPCC para la captura y aprovechamiento de CO2 residual, la metodología involucra la realización de las siguientes etapas:

Identificación de los usos industriales del CO2

Evaluación de tecnologías de captura y capacidades de transporte

Evaluación de la potencialidad del reúso y duración del lapso de almacenamiento seguro, dado que la temporalidad de la misma varía en función del producto en el que se incorpore el CO2 recuperado

Se parte de la premisa de que la utilización industrial de CO2 determina la existencia de un inventario de existencias de CO2 almacenado, denominado carbon pool, que se utiliza como insumo principalmente en forma de combustibles que contienen carbono, productos químicos y otros. Dependiendo del ciclo de vida de los productos involucrados, el CO2 es almacenado en distintas cantidades y por tiempos variables. Siempre y cuando el carbono reciclado permanezca en uso, el denominado carbon pool lo contiene exitosamente. Cualquier pérdida o retiro del mismo, por decaimiento y disposición final, termina re-inyectándolo a la atmósfera. De este hecho se deriva cuán fundamental es considerar el potencial lapso temporal del almacenamiento, para lograr una evaluación certera de la conveniencia ambiental en el ciclo de vida de los productos involucrados. Para ello, es importante clarificar los siguientes puntos:

Hasta qué punto la reutilización del CO2 como insumo industrial en el denominado carbon pool implica realmente una captura (reducción neta de CO2)

Durante cuánto tiempo el CO2 es almacenado

Cuán grande es la contribución del carbon pool a la mitigación de emisiones

Disponibilidad de información En el marco de las reuniones de equipo de la TCN, se ha realizado una búsqueda de la información necesaria para estimar un potencial Real de Uso de CO2. Lamentablemente no se han obtenido resultados de los consumos y fuentes de provisión de los productos que podrían ser generados a partir del CO2 o con su intervención en el proceso productivo.



Esta limitación implica que no se ha podido avanzar en el desarrollo de escenarios de sinergias espaciales para el aprovechamiento de corrientes residuales de CO2. Por esta razón, se excluye la capa GIS vinculada a esta variable y se desarrolla a lo largo del siguiente capítulo un compendio de posibilidades conceptuales que permitan vincular la oferta y demanda de CO2 para su aprovechamiento industrial, destacando aquellos que impliquen el almacenamiento definitivo del CO2 capturado.

Propiedades y Usos Industriales del CO2 El CO2 es un gas inodoro e incoloro, no inflamable y ligeramente ácido a la humedad. Se obtiene por combustión, fermentación y descomposición térmica o química de calizas. Como producto comercial debe alcanzar el 99.5% de pureza (grado USP18 99.0%). El CO2 se utiliza profusamente en la creación de atmósferas protectoras para soldaduras al arco y MIG19. En las fundiciones se utiliza como agente endurecedor de moldes de arena. También se usa CO2 en extinguidores de incendio. En la industria de los alimentos y bebidas el dióxido de carbono (CO2) es el agente criogénico clave en el enfriamiento, refrigeración y aplicaciones de congelación para proteger el sabor y textura de sus alimentos manteniendo el control de la temperatura apropiada. El CO2 también reduce la necesidad de conservadores en los productos empacados y es un ingrediente esencial para las bebidas carbonatadas. Entre sus aplicaciones se destacan también: • Carbonatación de bebidas, aguas minerales, etc. • Protección de vinos, cervezas y jugos de frutas contra la oxidación por contacto con aire. • Anestésico antes de la matanza de animales. • En congelación. Entre sus usos medicinales el dióxido de carbono USP se utiliza para la insuflación y, por lo regular, se combina con oxígeno o aire como estimulante respiratorio para promover la respiración profunda. En la industria del Petróleo y Gas el dióxido de carbono puede aplicarse a su depósito como método de recuperación terciaria de petróleo. Y puede incorporarse junto con otros como fluido de fracturamiento energizado (fracking) en depósitos no convencionales, tanto para pozos horizontales como verticales de largo alcance.

18 United States Pharmacopea 19

Tipo de soldadura realizada con gas inerte de metal, MIG por sus siglas en inglés



En la industria de la pulpa y papel el dióxido de carbono es un gas industrial utilizado para controlar los niveles de pH, mejorar el rendimiento de la pulpa y lavar la pulpa cruda y la materia blanqueada. Para el tratamiento de agua y aguas residuales el dióxido de carbono es una alternativa segura a los ácidos minerales como reemplazo de los químicos que se emplean para la reducción del pH, lo que reduce costos y mejora la seguridad y flexibilidad de la planta. En la industria metalmecánica y especialmente para soldar, a menudo, el dióxido de carbono se mezcla con el argón como gas de protección utilizado para prevenir la contaminación atmosférica de metal fundido en los procesos de soldadura por arco eléctrico. Es importante destacar el rol de las empresas que producen y distribuyen gases industriales, entre los cuales se encuentra el CO2 como producto. De acuerdo a la poca información disponible con respecto a los procesos de obtención del mismo, publicados oficialmente por el sector, se desprende que debido a las exigencias de pureza y para la comercialización del producto (con usos vinculados a la industria alimenticia y sanitaria), el CO2 se produce en condiciones muy controladas, haciendo difícil el aprovechamiento de corrientes residuales. Empresas del sector publican entre sus objetivos estratégicos para el corto o mediano plazo el estudio de posibilidades para el armado de proyectos específicos donde puedan aprovecharse sinergias para la adecuación de corrientes de CO2 residual. Dichas tecnologías existen pero no se encuentran desarrolladas a escala comercial de forma genérica, siendo viables en algunos casos particulares. En la medida que se pueda expandir el uso a escala comercial de tecnologías para el aprovechamiento de corrientes residuales de CO2 será relevante incluir las industrias productoras/distribuidoras de gases industriales en el análisis de correlación espacial como actores de demanda de CO2 residual.

Usos industriales identificados para CO2 y Carbonatos con potencial para CUC Habida cuenta de los recientes avances en el desarrollo teórico-práctico de investigaciones, ensayos y pilotos vinculados al CUC, se ha llevado a cabo la evaluación preliminar de potenciales de sinergias para el aprovechamiento de CO2 residual en distintas actividades productivas, de forma de reducir su emisión al medio y, a su vez, reemplazar la manufactura del producto que puede reemplazar o complementar, total o parcialmente. Como parte del proceso de elaboración de este informe, se ha planteado la realización de un relevamiento de usos y consumos de CO2 y Carbonatos (Sodio y Calcio) en el país, las fuentes del producto y sus principales puntos de consumo para poder evaluar potenciales articulaciones y sinergias materiales.



Si bien en la industria existe un número de procesos productivos que emplean CO2, el mismo es un subproducto de alguna de sus etapas20, lo que en general no implica una demanda neta de CO2. Al momento del cierre del presente trabajo no se ha logrado obtener datos reales de los consumos y procedencia en la Argentina de los productos o insumos que se analizan como usos de CO2 en el informe (carbonatos y CO2 gaseoso); por tal motivo presentamos a continuación una estimación cualitativa de los potenciales usos como mitigación.

Carbonatación mineral El proceso de carbonatación ocurre de forma natural a través de una reacción entre el CO2 atmosférico y diversos materiales alcalinos, magnesio y calcio de alto contenido en silicatos, en un proceso denominado “weathering”. La carbonatación mineral es la reacción que ocurre de forma natural para formar minerales carbonatados geológicamente estables y ambientalmente benignos (calcita y magnesita). Las posibilidades de ocurrencia de esta reacción dependen de la composición química inicial de los materiales alcalinos involucrados y se desarrolla muy lentamente a lo largo de los años. De esta forma, el CO2 se fija y permanece almacenado de forma estable, inerte, sólida y permanente. A partir de esta propiedad fisicoquímica se han desarrollado alternativas tecnológicas para explotar este tipo de reacciones, trabajando sobre su catalización para acelerar los tiempos involucrados en el proceso, que en condiciones naturales es sumamente lento. Una tecnología alternativa a la carbonatación natural, que es un proceso muy lento, es el denominado "carbonatación acelerada", que consiste básicamente en la misma reacción, pero que se completa de forma más rápida, en pocas horas, mediante el uso de CO2 puro. Actualmente la tecnología de carbonatación se aplica para solidificar o estabilizar los residuos sólidos de la combustión de los RSU (Residuos Sólidos Urbanos), residuos de las fábricas de papel, suelos contaminados y para la fabricación de carbonato de calcio precipitado (PCC). Los productos carbonatados se pueden utilizar como agregados en la industria del hormigón y los materiales de relleno alcalinos como aditivos en la industria del papel (o papel reciclado). La cantidad de CO2 capturado en productos carbonatados se puede evaluar midiendo la pérdida de masa de las muestras, a través de un análisis termo-gravimétrico (TG). La tecnología de carbonatación industrial puede contribuir a la reducción de las emisiones de CO2. La carbonatación es una reacción fuertemente exotérmica que forma carbonato de calcio (CaCO3), a partir de la reacción de los materiales cementosos y CO2 en ocho pasos:

20 Como ejemplo de esto se citan los procesos Solvay (proceso químico utilizado para la fabricación de carbonato de sodio a nivel industrial, haciendo pasar amoníaco y dióxido de carbono –en estado gaseoso los dos– por una solución saturada de cloruro de sodio, para formar carbonato ácido de sodio y cloruro de amonio).



Difusión de CO2

Precipitación de CO2 a sólido

Inyección de CO2 gaseoso a medio liquido

Hidratación de CO2 líquido a H2CO3

Ionización del H2CO3, neutralización

Descomposición del sólido

Reagrupación a CaCO3

Precipitación de calcita y otros Por esta razón, en los últimos tiempos se ha trabajado sobre el desarrollo de técnicas de carbonatación acelerada, campo en el cual se han investigado y probado nuevas tecnologías que actualmente se implementan en diversos procesos industriales. En este proceso el CO2 de alta pureza es inyectado en los sólidos con los que debe reaccionar para acelerar la reacción a un lapso de minutos u horas. Esta tecnología se aplica al tratamiento de residuos sólidos donde se estabilizan metales tóxicos a través de la carbonatación de otros materiales. La carbonatación mineral es una de las tecnologías que utiliza CO2 para formar materiales carbonatados a partir de la reacción entre CO2 y compuesto con liga de Ca o Mg, como wollastonita (CaSiO3), olivina (Mg2SiO4), y serpentín (Mg3Si2O5(OH)4). Una de las principales ventajas de esta tecnología es la posibilidad de almacenar CO2 en elementos que, además de inertes y seguros, pueden reincorporarse en el ciclo de vida de otros productos. La carbonatación acelerada permite solidificar o estabilizar residuos sólidos de combustión para producir precipitado de carbonato cálcico. Las posibilidades de estas nuevas tecnologías resultan atractivas para la reducción de emisiones, no sólo por su fijación en materiales estables, sino por el aprovechamiento del mismo que puede realizarse posteriormente, cuyas cargas evitadas pueden contabilizarse también en los balances de carbono. Estos óxidos también aparecen en pequeñas proporciones en algunos desechos industriales, como la escoria y las cenizas del acero inoxidable. La carbonatación mineral produce sílice y carbonatos que se mantienen estables durante largos períodos de tiempo y que, por lo tanto, pueden disponerse en rellenos especiales, en zonas como las minas de silicato, o bien, reutilizarse con fines de construcción. Actualmente la investigación en el ámbito de la carbonatación mineral se centra, por lo tanto, en la identificación de vías para el proceso que puedan alcanzar velocidades de reacción que sean viables para fines industriales y lograr que la reacción tenga un mayor rendimiento energético. La tecnología de carbonatación mineral que utiliza silicatos naturales se halla en la fase de investigación, pero algunos procesos que usan desechos industriales están en la fase de demostración.



Aún deben aclararse diversas cuestiones para poder facilitar cualquier estimación del potencial de almacenamiento de la carbonatación mineral. Tales cuestiones comprenden evaluaciones de la viabilidad técnica y las necesidades energéticas correspondientes a gran escala, pero también la fracción de reservas de silicato cuya explotación es técnica y económicamente posible para el almacenamiento de CO2. El impacto ambiental de la explotación minera, la eliminación de desechos y el almacenamiento de productos también podría limitar el potencial. La medida en que puede utilizarse la carbonatación mineral no puede determinarse en este momento, ya que depende de la cantidad desconocida de reservas de silicato que pueden ser técnicamente explotadas y de cuestiones ambientales como las que se han señalado anteriormente.

Ejemplos de aplicación de esta tecnología La JFE Steel Corporation en Japón ha desarrollado 3 nuevos materiales amigables con el medio ambiente, a partir de residuos de la producción de acero, utilizando procesos de carbonatación de CO2. Estos son bloques, bases y rocas submarinas que promueven la fijación de algas y flora submarina, debido a su constitución de CaCO3, permitiendo reconstituir y potenciar ecosistemas de coral. Por su parte, la US DOE ha desarrollado un sistema de carga de fibras para mejorar la eficiencia del reciclado de papel a partir de la incorporación de PPC en el proceso de reciclado. El método más efectivo para la generación de PPC es hacerlo en una planta satélite de la misma papelera, alcanzando un ahorro de hasta 33% en los costos.

Figura 10: Esquema de aplicación en proceso de Papel

El procedimiento de obtención de PCC requiere de tecnología de punta para su realización, lo cual implica inversiones significativas, con alta potencialidad de ser aplicadas a diversas industrias (fabricación de cal, cemento, cerámicas, pinturas, entre otras). Por estas razón, se entiende que el futuro del reaprovechamiento del CO2 dependerá, en gran medida, de los intereses empresarios y de la voluntad de los gobiernos y organizaciones de generar y promover la regulación necesaria para hacerlo posible.



Uso industrial de Carbonatos Por su parte, el carbonato de sodio se utiliza como materia prima en la manufactura de diversos productos en distintos sectores de la industria. En la elaboración de productos de limpieza el carbonato de sodio es usado como materia prima para saponificación de los ácidos grasos en la fabricación de detergentes industriales y caseros de diverso tipo: lavaplatos, jabones, etc. En la fabricación de vidrio el carbonato de sodio se usa como fundente en los hornos de vidrio para la fabricación de envases, vidrio plano, fibras aislantes y cristalería. En la industria química, como fuente de alcalinidad y de ion sodio en la fabricación de productos químicos, tipo tripolifosfatos, vidrio de silicato soluble, metasilicato de sodio, ortosilicato de sodio, bicarbonato de sodio, compuestos de cromo y pigmentos. Asimismo, para proveer alcalinidad e ion de sodio, otros procesos como: tratamiento de aguas, fabricación de papel, fabricación de textiles, procesamiento de alimentos y distintas aplicaciones en la industria minera. Por su parte, el carbonato de calcio se aplica a un amplio espectro de la industria. Actualmente, la demanda de CaCO3 se encuentra cubierta por la explotación mineral de calcita. Sin embargo, existiendo la tecnología necesaria para la precipitación de CO2 y su posterior conversión a CaCO3, se propone tener en cuenta la posibilidad teórica de esta tecnología para fijación de CO2 y posterior aprovechamiento, resultando en un balance de C teórico que debería considerar la carga evitada de la explotación y distribución de calcita mineral. Entre las principales aplicaciones de la calcita como materia prima, en diversos procesos industriales, se destacan: la industria de la cal, la industria de farmacopea, la industria cerámica, la química, del hierro y acero, la producción de soda cáustica, la refinación de azúcar, la fabricación de vidrios, la desulfurización de gas, la extracción de magnesia agua de mar, la purificación de agua y tratamiento de efluentes. Asimismo se utiliza como carga y pigmentos en la industria del papel, del plástico y tiene algunas aplicaciones en agricultura. Los principales sectores industriales demandantes de calcita, a nivel nacional, son los siguientes:



Figura 11: Demanda de Calcita por sector

Fuente: Dirección de Minería de San Juan – Minería Extractiva – CALCITA. Datos Nacionales

Este somero análisis de la demanda de carbonatos permite indirectamente estimar un potencial sumidero para el CO2 residual de fuentes puntuales. En la medida que la tecnología de los procesos de carbonatación acelerada permita su expansión a escala comercial, podría reducirse la presión sobre el recurso mineral para dar paso a la transformación y aprovechamiento de CO2 residual. El cierre del ciclo material del CO2 mejoraría la eficiencia de la producción, a través de la disminución de actividades vinculadas a la extracción minera y todo su ciclo de vida, y mejorando asimismo el desempeño de emisiones GEI, a través de la reducción y almacenamiento del CO2. De acuerdo a lo anteriormente presentado, esta fuente de utilización sería difícil de suplantar, excepto se incorpore algún mecanismo de mercado que lo haga sostenible en términos económicos.

Experiencias actuales de aplicación de CUC en diversos sectores industriales En muchos procesos industriales se remueve o recupera CO2 como parte del proceso, resultando en la producción de corrientes de CO2 de alta pureza. Sin embargo, para ser aprovechadas, estas corrientes necesitan ser comprimidas, transportadas y almacenadas. En el caso de la conversión de biomasa existen varios proyectos operativos, como plantas de bio-etanol que transportan CO2 para ser utilizados en recuperación terciaria, inyección en formaciones salinas. De acuerdo al quinto reporte del IPCC esta combinación BIO-CAC se considera entre las mejores alternativas conocidas para la mitigación del cambio climático. Por su parte, el sector cementero prevé que la viabilidad económica de las tecnologías necesarias para implementar CAC será posible alrededor de 2020, dado que implica aumentos en el costo de la producción de entre 40% y 90% (IEA/WBCSD, 2009). Existen actualmente proyectos piloto que buscan implementar tecnologías de tipo oxyfuel. En la industria del hierro y el acero existen aún incertidumbres en cuanto a costos, eficiencia y tecnologías a aplicar. Algunas experiencias de pequeña escala están siendo realizadas en



Francia, Alemania, Holanda, Suecia y los Emiratos Árabes. Asimismo, actualmente en Europa, 48 compañías de 15 países conformaron un consorcio de I&D cooperativo para el desarrollo de procesos de producción de acero ultra-low CO2 (ULCOS). Asimismo, la industria de la refinería posee ya múltiples experiencias a escala parcial y completa para la recuperación y reúso de CO2 en diversos países, siendo liderado por compañías energéticas en Noruega, Brasil, Canadá, Holanda y Francia. Por su parte, la industria alimenticia está desarrollando experiencias de aplicación del aprovechamiento del CO2 para la creación de biomasa, como en el caso de la fijación de CO2 aplicada al desarrollo de algas y biocombustibles. Algunos procesos industriales específicos, que producen CO2 como emisión de procesos no combustión, proponen la utilización de CO2 proveniente de fermentación para producción de algas tipo Spirulina, una microalga con alto contenido de proteínas, antioxidantes, minerales, vitaminas, Omega 3 y 6. Este tipo de proyectos, actualmente implementados a pequeña escala, pueden contribuir a la mitigación de fuentes dispersas y pequeñas de GEI, reduciendo la huella de carbono de los productos a través del cierre de ciclos de residuos, convertidos en subproductos e insumos de otros procesos anexos, con mínimas inversiones. Asimismo, otros proyectos proponen alternativas para la combinación de las microalgas como post-tratamiento de efluentes y como agente fijador de CO2 para dos casos distintos: CO2 proveniente de gases de combustión (de calderas aledañas) y depuración de biogás (que podría obtenerse de las piletas anaeróbicas de la planta de tratamiento de efluentes existente).

Barreas claves identificadas De forma complementaria a las barreras descriptas para la aplicación masiva de tecnologías vinculadas a CAC, en particular para el uso y re uso de CO2 como insumo industrial, es fundamental comprender que se implica a muchos actores industriales, con los que hay que sortear barreras de ingeniería conceptual, tecnológicas, comerciales y regulatorias. Asimismo, se repiten las limitaciones vinculadas a:

Costos de diseño e implementación;

cadena de abastecimiento: manufactura confiable de insumos y servicios para afianzar la implementación de la tecnología a escala comercial;

capacitación del factor humano, para lograr la implementación segura y efectiva de las tecnologías relacionadas; y, por último,



trabajar en el desarrollo del marco regulatorio que permita avanzar ordenadamente en este tipo de proyectos.

CONCLUSIONES Entre las principales conclusiones de este informe se destaca que la aplicación de tecnologías vinculadas a CAG y CUC se encuentra todavía en estado incipiente a nivel mundial. Los desarrollos más avanzando están vinculados a la utilización de CO2 residual para recuperación terciaria y en algunos casos, todavía minoritarios, en depósitos geológicos dedicados. Como se ha mencionado anteriormente, las potencialidades más grandes están vinculadas a la producción energética y consecuentemente impacta en los costos de la generación de energía. La altísima replicabilidad de los costos energéticos en la matriz económica demanda gran precisión en la estimación de costos económicos, ambientales y sociales del desarrollo de estas alternativas. Es importante recordar que todas las opciones para la captura de CO2 de la generación de energía tienen mayores costos operativos y de capital, así como eficiencias más bajas que las plantas de energía convencionales sin captura; la captura es normalmente la parte más cara de la cadena de CAC y alrededor de 10 a 40% más energía se requiere con CAC que sin ésta [IEA GHG]. En la medida que la tecnología CAC y la generación de energía sea más eficiente y mejor integrada, es probable que el aumento del uso de energía caiga. Gran parte de I&D sobre la captura se centra en estos aspectos. De las tecnologías de captura de CO2 descriptas cada una de estas opciones de captura tiene sus beneficios particulares. Captura de post-combustión y oxi-combustión tienen el potencial para ser adaptados a centrales eléctricas de carbón existentes y nuevas plantas en los próximos 10-20 años. La captura de pre-combustión es potencialmente más flexible, la apertura de una gama más amplia de posibilidades para el carbón, incluyendo un papel importante en una economía de hidrógeno futuro. Debido a que la aplicación de las tecnologías de almacenamiento de CO2, u otras estrategias de gestión del carbono, puede elevar el costo de la energía, es poco probable que surja espontáneamente sin la intervención regulatoria del estado como para incentivar su desarrollo, a través de mecanismos de fomento específicos. Por esta razón, se considera fundamental profundizar la investigación y desarrollo de sistemas integrados de co-generación de energía y captura de CO2. Por su parte, los impactos ambientales derivados del desarrollo no resultan a priori, significativos por presentar, desde su concepción, fuerte sinergias con la actividad de



explotación y producción petrolífera que se desarrolla en la actualidad. Evidentemente, la magnitud específica de los mismos estará determinada por las condiciones del ambiente local y el calibre del proyecto, presentando una amplia variación de escenarios, que requiere de su oportuna evaluación, caso a caso. En los países más avanzados en la aplicación de estas tecnologías el abordaje se realiza principalmente con el impulso del sector público/privado en el marco de una estrategia en la planificación energética y de gestión de emisiones GEI a mediano y largo plazo, a nivel país o región. Estos escenarios promueven el desarrollo de marcos regulatorios y formación de recursos técnicos que van nutriendo de experiencias la curva de aprendizaje para la puesta a punto de la aplicación de la técnica. Sus aplicaciones en industria, considerando simbiosis productivas y logísticas, son muy atractivas conceptualmente, pero aún no se cuenta con tecnologías costo-efectivas que permitan llevarlas a escala comercial. La conversión de CO2 en productos químicos útiles de importancia comercial, o su utilización para recuperación terciaria o remediación de residuos alcalinos industriales, añadiría valor económico de este gas de efecto invernadero. Sin embargo, la demanda de CO2 es limitada en comparación con la gran cantidad de CO2 que tiene que ser removido de la atmósfera para reducir los impactos ambientales negativos del cambio climático. Por esta razón, se consideran fundamentalmente opciones que incluyen la inyección de CO2 en formaciones geológicas, o bien, otras más generales como el cultivo de árboles para permitir la fijación biológica de CO2 a través de la fotosíntesis. Asimismo, y para asegurar la consolidación de estas nuevas tecnologías, es fundamental abordar también los costos sociales y económicos del cambio climático. El equilibrio entre el riesgo de ignorar el cambio climático y afrontar el costo de una infraestructura energética que tienda a la neutralidad de carbono tiene mejores chances de prosperar si el costo de la gestión del carbono es bajo. Otro desafío para la implementación de CAG y CUC es determinar y comunicar el costo social del carbono a toda la comunidad científica, de ingenieros y técnicos, responsables políticos y al público en general. Por lo tanto, diversos aspectos científicos, económicos y sociales deben abordarse para garantizar el desarrollo y la aplicación exitosa de estas tecnologías.



Anexos



Anexo I: Base de datos de proyectos CAC activos en la actualidad (última actualización 25/01/2015) Project name (click on project name for link to full description)

Project lifecycle stage

Country State / district

CO2 capture capacity (Mtpa)

Operation date

Industry Capture type Transport type

Transport length (km)

Primary storage type

Air Products Steam Methane Reformer EOR Project

Operate UNITED STATES

Texas 1 2013 Hydrogen production

Industrial separation

Pipeline 158 Enhanced oil recovery

Boundary Dam Integrated Carbon Capture and Sequestration Demonstration Project

Operate CANADA Saskatchewan 1 2014 Power generation

Post-combustion capture


Century Plant Operate UNITED STATES

Texas 8,4 2010 Natural gas processing

Pre-combustion capture (natural gas processing)

Pipeline > 255 Enhanced oil recovery

Coffeyville Gasification Plant


Kansas 1 2013 Fertiliser production



Enid Fertilizer CO2-EOR Project


Oklahoma 0,7 1982 Fertiliser production



Great Plains Synfuel Plant and Weyburn-Midale Project

Operate CANADA Saskatchewan 3 2000 Synthetic natural gas

Pre-combustion capture (gasification)


In Salah CO2 Storage Operate ALGERIA Wilaya de Ouargla

0 2004 Natural gas processing


Pipeline 14

Dedicated geological storage - onshore deep saline formations

Lost Cabin Gas Plant Operate UNITED STATES

Wyoming 0,9 2013 Natural gas processing



Petrobras Lula Oil Field CCS Project

Operate BRAZIL

Santos Basin (off the coast of Rio de Janeiro)

0,7 2013 Natural gas processing


No transport required (direct injection)

Not applicable

Enhanced oil recovery

Shute Creek Gas Processing Facility


Wyoming 7 1986 Natural gas processing


Pipeline Multiple, maximum of 460 km




Sleipner CO2 Storage Project

Operate NORWAY North Sea 0,9 1996 Natural gas processing


No transport required (direct injection)

Not applicable

Dedicated geological storage - offshore deep saline formations

Snøhvit CO2 Storage Project

Operate NORWAY Barents Sea 0,7 2008 Natural gas processing


Pipeline 153


Val Verde Natural Gas Plants


Texas 1,3 1972 Natural gas processing



Alberta Carbon Trunk Line ("ACTL") with Agrium CO2 Stream

Execute CANADA Alberta 0.3-0.6 2015 Fertiliser production



Alberta Carbon Trunk Line ("ACTL") with North West Sturgeon Refinery CO2 Stream

Execute CANADA Alberta 1.2-1.4 2017 Oil refining Pre-combustion capture (gasification)


Gorgon Carbon Dioxide Injection Project

Execute AUSTRALIA Western Australia

3.4-4.0 2016 Natural gas processing


Pipeline 7


Illinois Industrial Carbon Capture and Storage Project

Execute UNITED STATES

Illinois 1 2015 Chemical production


Pipeline 1,6


Kemper County Energy Facility (formerly Kemper County IGCC Project)


Mississippi 3 2016 Power generation





Quest Execute CANADA Alberta 1,08 2015 Hydrogen production


Pipeline 64


Uthmaniyah CO2 EOR Demonstration Project

Execute SAUDI ARABIA Eastern Province




Abu Dhabi CCS Project (formerly Emirates Steel Industries (ESI) CCS Project)

Execute UNITED ARAB EMIRATES

Abu Dhabi 0,8 2016 Iron and steel production



Petra Nova Carbon Capture Project (formerly NRG Energy Parish CCS Project)


Texas 1,4 2016 Power generation



Don Valley Power Project

Define UNITED KINGDOM

South Yorkshire

5 2019 Power generation


Pipeline 165

Dedicated geological storage, offshore deep saline formations with potential for enhanced oil recovery

FutureGen 2.0 Project Define UNITED STATES

Illinois 1,1 2017 Power generation

Oxy-fuel combustion capture

Pipeline 45


Hydrogen Energy California Project (HECA)

Define UNITED STATES

California 2,7 2019 Power generation



Medicine Bow Coal-to-Liquids Facility


Wyoming 2,5 2018 Coal-to-liquids (CTL)


Pipeline Not specified




PetroChina Jilin Oil Field EOR Project (Phase 2)

Define CHINA Jilin Province 0,8 2016-17 Natural gas processing



Rotterdam Opslag en Afvang Demonstratieproject (ROAD)

Define NETHERLANDS Zuid-Holland 1,1 2017 Power generation


Pipeline 25

Dedicated geological storage - offshore depleted oil and/or gas resevoir

Sinopec Qilu Petrochemical CCS Project (formerly Sinopec Shengli Dongying CCS Project)

Define CHINA Shandong Province

0,5 2016 Chemical Production



Sinopec Shengli Power Plant CCS Project

Define CHINA Shandong Province




Spectra Energy's Fort Nelson CCS Project

Define CANADA British Columbia



Pipeline 15


Texas Clean Energy Project




Pipeline Not Specified


White Rose CCS Project


North Yorkshire

2 2019-20 Power generation


Pipeline 165


Yanchang Integrated Carbon Capture and Storage Demonstration Project

Define CHINA Shaanxi Province

0,46 2016 Chemical Production





Peterhead CCS Project


Aberdeenshire 1 2019 Power generation


Pipeline 120


Sargas Texas Point Comfort Project





Bow City Power Project

Evaluate CANADA Alberta 1 2019 Power generation


Pipeline 40-90 Enhanced oil recovery

C.GEN North Killingholme Power Project

Evaluate UNITED KINGDOM

North Lincolnshire

2,5 2019 Power generation


Pipeline 151-200 Not specified

Caledonia Clean Energy Project (formerly Captain Clean Energy Project)

Evaluate UNITED KINGDOM

Scotland 3,8 2022 Power generation


Pipeline 382

Dedicated geological storage, offshore deep saline formations with potential for enhanced oil recovery

CarbonNet Project Evaluate AUSTRALIA Victoria 1.0-5.0 2020's Under evaluation

Subject to industry partner selection

Pipeline 130

Dedicated geological storage - offshore deep saline formation

Huaneng GreenGen IGCC Project (Phase 3)

Evaluate CHINA Tianjin 2 2020 Power generation


Pipeline 50-100

Enhanced oil recovery important, dedicated geological storage options under review

Indiana Gasification Evaluate UNITED STATES

Indiana 5,5 2019 Synthetic natural gas


Pipeline >700 Enhanced oil recovery



Korea-CCS 1 Evaluate KOREA

Either Gangwon province or Chungnam Province



Shipping Under evalutation


Korea-CCS 2 Evaluate KOREA Not Decided 1 2020 Power generation

Pre-combustion or oxy-combustion

Shipping Under evalutation


Mississippi Clean Energy Project (formerly Mississippi Gasification)

Evaluate UNITED STATES

Mississippi 4 2019 Chemical production




Quintana South Heart Project

Evaluate UNITED STATES

North Dakota 2,1 2018 Power generation




Riley Ridge Gas Plant Evaluate UNITED STATES

Wyoming 2,5 2018-2020 Natural gas processing




Shenhua Ordos CTL Project (Phase 2)

Evaluate CHINA

Inner Mongolia Autonomous Region

1 2020 Coal-to-liquids (CTL)


Pipeline 201-250


South West Hub (formerly South West CO2 Geosequestration Hub)

Evaluate AUSTRALIA Western Australia

2,5 2020 Fertiliser production


Pipeline 80-110


China Resources Power (Haifeng) Integrated Carbon Capture and Sequestration Demonstration Project

Identify CHINA Guangdong Province



Pipeline 150




Dongguan Taiyangzhou IGCC with CCS Project

Identify CHINA Guangdong Province

1.0 - 1.2 2019 Power generation


Shipping 200-250


Shanxi International Energy Group CCUS project

Identify CHINA Shanxi Province




Not Specified

Shenhua / Dow Chemicals Yulin Coal to Chemicals Project

Identify CHINA Shaanxi Province

2.0-3.0 2020 Chemical Production


Pipeline <150


Shenhua Ningxia CTL Project

Identify CHINA Ningxia Hui Autonomous Region

2 2020 Coal-to-liquids (CTL)


Pipeline 200-250 Not Specified



Anexo II: Planillas de cálculo La planilla de cálculos “TCN-Cálculo de Almacenamiento de CO2.xls” contiene la hoja reservorios donde se ha estimado la evolución de las reservas de Petróleo y Gas por cuenca y la hoja de proyección serial del potencial de almacenamiento por cuenca al año 2030.

Anexo III: Metadata de los archivos shapefile (capas GIS) desarrollados y anexos al presente informe Se presentan adjuntos al presente informe dos archivos tipo shapefile donde se presenta la información de oferta y demanda de CO2 considerada en el trabajo, de forma georreferenciada. En la siguiente tabla se describe su metadata, con algunos detalles de su producción.

Nombre de Capa Descripción Fuente

Cuencas hidrocarburíferas productivas

Poligonal del área aproximada de las cuencas hidrocarburíferas en operación

ERM sobre información publicada por la SEN

Emisiones Centrales térmicas

Puntos de emisión masivos, asociados a fuentes de generación eléctrica conectadas al MEM

Cálculos realizados por ERM sobre información publicada por la SEN

Listado de Acrónimos CAC/CCS Captura y Almacenamiento de Dióxido de Carbono (Carbon

Capture and Storage) CO2 Dióxido de Carbono CO Monóxido de Carbono CCP/PCC Carbonato de Calcio Precipitado/Precipitated Calcium Carbonate CAG Captura y Almacenamiento en Reservorios Geológicos CUC/CCUS Captura, Almacenamiento y Usos de CO2 (Carbon Capture Use &

Storage) GEI/GHG Gases de Efecto Invertadero (Greenhouse Gases) IEA International Energy Agency IPCC International Panel on Climate Change SEN Secretaria de Energía de la Nación TCN Tercera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático TGN Transportadora de Gas del Norte TGS Transportadora de Gas del Sur ULCOS Procesos de producción de acero ultra low CO2

ZEP Zero Emissions Project



Glosario

Bibliografía IPCC, 2005: IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Metz, B., O. Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L. A. Meyer (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 442 pp. International Energy Agencia (IEA), 2008. Geologic Storage of Carbon Dioxide; Staying safely underground. Booklet for IEA Greenhouse Gas R&D Programme, pps.28. ICO2N-10 things you should know about CCS - A Canadian Clean Energy Opportunity. ZEP- The Costs of CO2 Capture, Transport and Storage. Post demonstration CCS in the EU. Mihee Lim, Gi-Chun Han, Ji-Whan Ahn and Kwang-Suk You, Environmental Remediation and Conversion of Carbon Dioxide (CO2) into Useful Green Products by Accelerated Carbonation Technology, Korea Institute of Geoscience and Mineral Resources (KIGAM). Publicado en International Journal of Environmental Research and Public Health ISSN 1660-4601 www.mdpi.com/journal/ijerph. Mario Shiuma, Gerardo Hinterwimmer y Gustavo Vergani (editores) Rocas Reservorio de las Cuencas Productoras de la Argentina, IAPG 2002- ISBN 987-9139-31-3. BENJAMIN AMERICO FELDER Evaluación de Formaciones en la Argentina Mayo 1987. Grizinik, M. y Sonntag, C., 1994. Sobre algunas edades de las aguas subterráneas del Sistema Acuífero Multiunitario del Sureste de Chubut, Argentina. Revista Naturalia Patagónica. Serie Ciencias de la Tierra, 2: .91-92. Bachu, S., 2000. Sequestration of carbon dioxide in geological media: Criteria and approach for site selection. Energy Conservation and Management, 41: 953-970. Bachu, S., 2003. Screening and ranking of sedimentary basins for sequestration of CO2 in geological media in response to climate change: Capacity of deep saline aquifers to sequestrate CO2 in solution. Energy Conservation and Management, 44: 3151-3175. Bradshaw, J.B, Bradshaw, E., Alison, G., Rigg, A.J., Nguyen, V., and Spencer, A., 2002. The potential for geological sequestration in Australia: preliminary findings and implications to new gas field development. Australia Petroleum Production and Exploration Association Journal, 42: 24-46. Sigismundi, M.E, 2012. Estudio de la deformación litosférica de la cuenca Neuquina: estructural termal, datos de gravedad y sísmica de reflexión. Tesis doctoral de la UBA, pps.367. Sitios web: http://www.globalccsinstitute.com/ http://naccsa.org/facts_about_ccs.html http://www.aiche.org/ccusnetwork/research http://energy.columbia.edu/files/2014/02/2-Barrett-CCUS.pdf

http://www.mdpi.com/journal/ijerph

http://www.globalccsinstitute.com/

http://naccsa.org/facts_about_ccs.html

http://www.aiche.org/ccusnetwork/research

http://energy.columbia.edu/files/2014/02/2-Barrett-CCUS.pdf



http://www.worldcoal.org/coal-the-environment/carbon-capture-use--storage/ccs-technologies/ccs-technologies-more/ http://www.greenfacts.org/es/captura-almacenamiento-co2/l-2/8-coste-captura-almacenamiento.htm#1 http://europa.eu/legislation_summaries/energy/european_energy_policy/l28203_es.htm http://www.enargas.gov.ar/DatosOper/Planilla.php http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=3299 http://www.iapg.org.ar/web_iapg/ http://www.ipa.org.ar/index.php/es/ http://www.energia.gov.ar/home/

http://www.worldcoal.org/coal-the-environment/carbon-capture-use--storage/ccs-technologies/ccs-technologies-more/

http://www.worldcoal.org/coal-the-environment/carbon-capture-use--storage/ccs-technologies/ccs-technologies-more/

Estudio de Potencial de Mitigación - Argentina...Estudio de Potencial de Mitigación Potencial de...

Documents

Transcript of Estudio de Potencial de Mitigación - Argentina...Estudio de Potencial de Mitigación Potencial de...