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Prof. Vicente Cortés Galeano
Tecnologías e infraestructuras para el
desafío energético europeo
Prolongando la vida del carbón:
Captura, transporte y almacenamiento de CO2
Sede de Sevilla
Sevilla 11 y 12 de marzo de 2015
Contenidos
► Emisiones de CO2. Alternativas para su reducción
► ¿Que es la Captura y Almacenamiento de CO2, CAC?
► ¿Cómo se puede capturar el CO2?
► ¿Cómo se transporta el CO2 al almacenamiento geológico?
► ¿Cómo se almacena geológicamente el CO2 ?
► ¿Cuál es el grado de implantación de la CAC en el mundo?
► ¿Cuáles son los retos para el despliegue de la CAC?
BP Energy Outlook 2035
Evolución prevista de la demanda
mundial de energía primaria
Por combustible Por países
Comparativa de
combustibles fósiles
Relación
Reservas/
Producción, años
H/C**
Emisiones de CO2
en generación
eléctrica, g/kWh
CARBÓN 118 1/1 850-950
GAS NATURAL 60 4/1 350
PETRÓLEO* 48 2/1 700-800
* Convencional
** Aproximadamente
BP Energy Outlook 2035
Emisiones de CO2 por regiones
Evolución del PIB, consumo de energía y
emisiones de CO2
GCCSI con datos del IEA Energy Technology Perspectives 2014
Emisiones de CO2 por sectores
Emisiones mundiales de CO2 en 2011: 33,8 Gt
BP Energy Outlook 2035
Cambio previsto en la contribución de
fósiles a la producción de electricidad
América del Norte China UE Otros no-OCDE
LA CAC APORTARÁ EL 14% DE LA REDUCCIÓN DE
EMISIONES NECESARIA EN 2050
Eficiencia
energética
Energías
renovables
Captura
y
Almacenamiento
de CO2 (CAC)
+ +
Las tres herramientas básicas
Adaptado de Zero Emissions Platform
Contribución de las diferentes
alternativas
IEA Energy Technology Perspectives 2014
CCS: Carbon capture and storage
2DS: 2ºC scenario
6DS: 6ºC scenario
Transporte Compresión Inyección
Central
térmica
Separación
de CO2
Esquema de concepto
Elaboración propia
CO2
(26 %)
CO2
(39%)
CO2
(35 %)
La aplicabilidad de la
captura de CO2
INDUSTRIA
GN, CEMENTO,
REFINERIAS, ACERO,
PETROQUIMICA
GENERACIÓN
DE
ELECTRICIDAD
PRODUCTOS ELECTRICIDAD
USO DOMÉSTICO
COMERCIAL
TRANSPORTE
SERVICIOS
TOTAL
~34 Gt/a
COMBUSTIBLES FÓSILES: CARBÓN, PETRÓLEO Y GAS
CAPTURA, TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO DE CO2
Elaboración propia
0
5
10
15
20
25
30
35
La necesidad de concentrar
CONCLUSIÓN: TRANSPORTE IMPRACTICABLE EN CONDICIONES DE PROCESO
CALDERA DE
CARBÓN
CALDERA DE GN
CEMENTO (ALTO)
CC GN
HORNO ALTO
CEMENTO (BAJO)
HORNO DE
REFINERÍA
CONCENTRACIÓN DE CO2 TRAS LA COMBUSTIÓN, % vol
Adaptado de Thambimuthu
Órdenes de magnitud
320 centrales térmicas de 500 MW emiten 1 Gt/a
1,4 Mt/a
Ciclo Combinado Gas Natural
400 MW
3,5 Mt/a
Central Térmica
de Carbón
Supercrítica,
500 MW
4,0 Mt/a
Refinería
integrada
grande
Adaptado de Gerdes
CARBÓN
100%
REFRIGERACIÓN
53,0%
AUXILIARES
3,4%
PROCESO DE CAPTURA
(Entalpía&Electricidad)
5,7%
COMPRESIÓN DE CO2
3,5%
RENDIMIENTO NETO
34,1%
0 10 20 30 40 50
PLANTA DE
REFERENCIA
CP USC
CON CAC
RENDIMIENTO, %
Diagrama de Sankey: CT de carbón pulverizado USC
La penalización energética
derivada de la captura
Adaptado de Anderson
Captura de CO2:
el camino a la innovación
Technology Readiness Levels
Laboratorio/Banco
de ensayos Piloto
Demostración
TRL 2-5 5-7 7-9
Finalidad Demostración del principio
Proceso
completo:
rendimientos y
sensibilidad
Proceso implementado a
tamaño real o escala
Representativo de comercial
Integración de sistemas Componentes individuales
Integración de
componentes
principales
Ingeniería
preliminar
Diseñado como proceso
comercial e integrado con planta
principal
Condiciones del ensayo Gases sintéticos
Gases reales:
extracción o
generación
Gases procedentes de la
operación real en rango
completo de condiciones
Captura de CO2:
el camino a la innovación
Adaptado de Figueroa et al. 2008 – Int. J. Greenhouse Gas Control 2; 9-20 y elaboración propia
POSTCOMBUSTIÓN
PRECOMBUSTIÓN
OXICOMBUSTIÓN
Aminas 7-9
Adsorbentes físicos
7-9
Oxi atmosférica 7-9
Amoniaco acuoso 7-9
Aminas
Avanzadas 5-7
SEWGS 5-7
TSA/PSA 5-7
WGSR 2-5
ITM 5-7
Membranas 5-7
Líquidos
Iónicos 2-5
Separación
Criogénica 2-5
OTM 2-5
Transportadores
de Oxígeno(CLC) 5-7
Absorbentes
precipitantes 2-5
TIEMPO PARA COMERCIALIZACIÓN
RE
DU
CC
IÓN
DE
CO
ST
ES
ES
PE
RA
BL
E
SEWGS: Sorption Enhanced Water Gas Shift
SER: Sorption Enhanced Reforming
TSA/PSA: T or P Swing Adsorption with solid sorbents
WGSR: Water Gas Shift Reactor Membranes
ITM: Ion Transport Membranes
OTM: Oxygen Transport Membranes
CLC: Chemical Looping Combustion
SER 5-7
Calcium
Looping 5-7
TSA/PSA 2-5
Absorbentes
catalizados 2-5
Transporte de CO2
Experiencia existente en EEUU
• Más de 3000 km de transporte de CO2 por tubería para EOR en EEUU
• Capacidad 44 Mt/a
• Origen del CO2 fundamentalmente natural
http://www.nicholas.duke.edu/thegreengrok/co2pipeline
Por tubería: P>8 MPa para elevada y evitar flujo bifásico
Principales conducciones
de CO2 en EEUU
Conducción Localización Capacidad
(Mt/a)
Long.
(km)
∆ de
cotas
(m)
Diámetro
(m)
Cortez Cortez a Denver 19,3 808 800 0,76
Transpetco Bravo Dome a Guymon 3,4 193 1094 0,32
Sheep M-1 Sheep Mountain-Rosebud 6,4 296 893 0,51
Sheep M-2 Rosebud a Seminole 9,3 360 464 0,61
Bravo Bravo Dome a Denver 7,4 351 955 0,51
Weyburn Beulah a Weyburn 1,8 330 46 0,36
22
Transporte de CO2
Por conducción y barco: redes complejas
Statoil
Redes complejas con ramales en tierra y offshore. Hub de concentración
Conducciones frente a barcos
No flexibles(trazado/capacidad)
Bajos costes específicos ( €/m3)
Disponibilidad requiere tiempo
Flexibles (ruta/capacidad)
Elevadas inversiones iniciales Inversión inicial reducida*
Altos costes específicos ( €/m3)
Disponibilidad: tiempos cortos
* para el productor de CO2
Diagrama de fases del CO2
0,1
1
10
100
1000
10000
-100 -90 -80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50
Punto Crítico
73,8 bar,
31,1ºC,
Punto triple
1 bar
100 bar
Sólido Líquido
Vapor
PR
ES
IÓN
, b
arg
TEMPERATURA, ºC
TUBERÍA
Fluido
Supercritico
BARCO
Ecuaciones de estado del CO2 puro disponibles
Gas de
postcombustión
Gas de síntesis
de precombustión
Gas de
oxicombustión
Algunas propiedades del CO2 puro
Propiedad Gas Supercrítico Líquido
Densidad (g/cm3) ≈0,001 0,2 - 1,0 0,6 - 1,6
Viscosidad (g/(cm s)) 0,0001 0,001 0,01
Características principales del CO2 de captura
A evitar cuidadosamente la presencia de agua libre
Impurezas, rango de %
• N2, NOX, SOX, Ar, O2 (de oxicombustión)
• H2, CO, H2S (de precombustión)
•
Adicionalmente
• Dificultad de predicción de composiciones futuras
• Sin experiencia en el transporte de CO2 con
o Ar/O2 por encima de ppm
o Mezclas de diversos componentes
La norma ISO en elaboración
Composición y calidad del CO2
Comportamiento termodinámico de la corriente de CO2
en la tubería
o Diagrama de fases
o Viscosidad, densidad, Joule-Thompson
Prescripciones para el diseño:
o materiales y espesores
o protección contra la corrosión y revestimientos
o válvulas y accesorios
Seguridad, salud y medio ambiente
o modelos de dispersión
Aspectos relevantes
Almacenamiento geológico de CO2
Conjunto de dos rasgos geológicos complementarios
Sello
(impermeable)
Almacén
(muy poroso) >800m
CIUDEN
Alternativas para almacenamiento geológico de CO2
GCCSI
1. Formaciones salinas profundas
1. Inyección en capas no explotables de carbón
3. Empleo en EOR
4. Depósitos de petróleo y gas agotados
La ventaja principal del almacenamiento subterráneo
100 80 60 20
25 ºC/km 35 ºC/Km
1500
1, 40 20
500
1000
Kg CO2/m3 roca (15% porosidad)
Pro
fun
did
ad
(m
)
(Rigg, et al 2001) ~90ºC
800
1,3 0
~55ºC
~45ºC
~70ºC
~20ºC
2000
Profundidades
adecuadas
La densidad del CO2 es función de la
profundidad y del gradiente geotérmico
Superficie
800m
500 m3 18 m3
Volumen de roca requerido para
almacenar 1 t de CO2
CIUDEN
Estructural, no puede ascender,
se lo impide la roca sello
Residual, queda retenido en
los poros de la roca almacén
Disolución en el agua de la roca
almacén y hundimiento por mayor
densidad
Mineralización por reacción con la
roca almacén formando sustancias
que tapizan sus poros
Los cuatro métodos de atrapamiento de CO2
Almacenamiento geológico de CO2
Seguridad en el almacenamiento geológico de CO2
Estructural
Residual
Disolución
Mineralización
Tiempo desde inyección (años)
Co
ntr
ibu
ció
n a
l atr
ap
am
ien
to (
%)
Creciente
10 1 100 1000 10000 0
100
CO2CRC
Medida y tipos de monitorización
Schlumberger
Operaciones Medio Ambiente y
HSE
Verificación de integridad del pozo
y almacén
Seguimiento de la pluma de CO2
Proyectos en el mundo en operación,
construcción y definición
GCCSI, 2014
Por tipo de industria y tipo de almacenamiento
Primer proyecto a escala
industrial en central térmica
de carbón de 110MW,
1MtCO2/a, Oct 2014
Proyectos en el mundo en operación,
construcción y definición
GCCSI
Por tecnología de captura y tipo de almacenamiento
El proyecto ROAD en Holanda
En Grupo 3 C.T. Maasvlakte E.ON,Rotterdam
Central Térmica de carbón supercrítica
Captura 1Mt/a ( 250 MWe equivalentes)
Tecnología Postcombustión
Transporte On-shore ( 5 km) + offshore ( 20km)
Almacenamiento Campo de gas offshore ( 3,5 km*)
Puesta en servicio 2018 ( incierta)
*profundidad
El camino propio de UK
Central Peterhead
Ciclo combinado de gas natural
Captura 1Mt/a ( 250 MWe equivalentes)
Tecnología Postcombustión
Transporte Offshore
Almacenamiento Campo de gas offshore (2 km*)
Puesta en servicio 2020 (incierta)
*profundidad
El camino propio de UK
Central White Rose Térmica de carbón
Captura 2Mt/a ( 450 MWe )
Tecnología Oxicombustión
Transporte On-shore (150 km) y offshore (30km)
Almacenamiento Formación salina offshore
Puesta en servicio 2020 (incierta)
El reto de los costes
The McKinsey Company
Desglose del coste total del CO2 en
primeras unidades comerciales
CAPTURA 25-32 1
TRANSPORTE 4-6 2
ALMACENAMIENTO 3 4-12
TOTAL 33-50
€/t CO2 EVITADO
Coste del CO2 evitado
€/ t
CO
2 E
VIT
AD
O
Primeras unidades
comerciales ( 2020+)
Fase comercial madura (2030+)
2015 2020 2030
10
0
20
30
40
50
60
70
80
100 90
60 50
35
45
30
Fase demostración
( 2015)
90
Coste del CO2 evitado frente a precio del derecho de emisión
43
Precio del derecho de emisión para acometer la inversión*
ZEP
* En base a razones exclusivamente económicas
Precio del derecho
de emisión
7,3 €/t
Precio del derecho
de emisión
7,3€/t
IEA Technology Roadmap Industry
Costes estimados para la CAC en la
industria
LCOE de tecnologías de generación eléctrica
2010 y 2014 según IRENA
45
IRENA 2014
No CCS
Wind offshore Wind onshore CSP PV Hydro Geo Biomass
46
Ecofys 2014
LCOE(2012) de tecnologías de generación
eléctrica en EU28
The red lines represent the median value for the range
*
*No CCS
*
Conseguir una percepción pública favorable es esencial para el despliegue de la
tecnología
En caso contrario ello puede ser un freno efectivo para la implantación
Varios países en Europa han detenido sus trabajos on-shore por oposición de la
población
Poco informado sobre la energía y sus efectos
medioambientales
A favor de las renovables pero no dispuesto a pagar
precios superiores
Desconoce la CAC y contrario a almacenar CO2
en el subsuelo Cree que el CO2 es tóxico
PÚBLICO
El reto de la percepción pública
Tecnológicas
Financieras
Económicas
Regulatorias
Incertidumbres para la inversión en CAC
• Vida útil reducida de instalaciones de primera generación
• Curva de aprendizaje no conocida
• Nuevos sistemas eléctricos flexibles basados en renovables
• Modelo de operación en base de centrales con CAC
• Dificultad de acceso a financiación de inversiones elevadas de
alto riesgo
• Inexistencia de esquema de soporte similar al de otras
tecnologías de generación bajas en carbono
• CfDs (Contracts for Difference) aún en diseño en UK
• Volatilidad y bajos precios del derecho de emisión de CO2
• Marco regulatorio inestable sobre el precio de la electricidad
• ¿Límite de emisión de CO2?
1. La CAC es un componente importante de las estrategias europeas e
internacionales para reducir las emisiones de CO2
2. Las tecnologías de captura, transporte y almacenamiento son viables
técnicamente, pero la operación integrada y flexible a gran escala tiene
aún que ser demostrada en producción de electricidad
3. No se dan las condiciones económicas y regulatorias para atraer la
inversión privada en CAC, entre otras razones porque el precio del
derecho de emisión de CO2 no es un impulsor suficiente
4. La percepción pública puede ser un factor determinante para el
despliegue de la tecnología
5. Europa ha perdido, en detrimento de EEUU, el liderazgo en CAC
Conclusiones
Technology Development Centre for CO2
Capture and Transport
Fundación Ciudad de la Energía
(CIUDEN)
Anexo
CIUDEN´s Technology Development
Centre for CO2 Capture
and Transport
CIUDEN CO2
Capture TDC
COMPOSTILLA II
Power Station
ENDESA