Con la transición a las energías renovables en pleno desarrollo, el gas natural ha servido de puente energético debido a su perfil de emisiones más bajo en comparación con el carbón. Sin embargo, no puede decirse lo mismo del GNL, que es uno de los recursos más intensivos en emisiones del sector energético.
De hecho, el Banco Mundial emitió recientemente una recomendación para evitar el bunkering de GNL, afirmando que el hidrógeno y el amoníaco ofrecen las mejores soluciones a largo plazo, ya que el sector naviero sigue adoptando medidas cada vez más estrictas para descarbonizarse.
Ahora los investigadores afirman que el uso de la captura y el almacenamiento de carbono (CCS) puede tener un impacto material en las emisiones de carbono de los proyectos de GNL.
Según Wood Mackenzie, entre el 25 y el 50% de las emisiones de CO2, dependiendo de la estrategia utilizada, pueden eliminarse de los proyectos de GNL mediante la tecnología CCS.
GNL más limpio
Según Woodmac, alrededor del 40% de las emisiones totales de alcance 1 y 2 del GNL proceden del proceso de licuefacción del gas. Las principales opciones para reducir las emisiones del GNL son la CCS, las compensaciones de carbono, la electrificación, la reducción de las fugas de metano y el uso de energías renovables y baterías.
Afortunadamente, los operadores de GNL están bien posicionados para emplear la CCS para reducir sus emisiones solo reutilizando su infraestructura existente.
El primer enfoque consiste en capturar el CO2 del depósito. La gran ventaja de este método es que la unidad de eliminación de gas ácido (AGRU) utilizada para capturar el CO2 no supone costos adicionales, ya que todos los proyectos de GNL eliminan el CO2 del flujo de gas de alimentación antes de la licuefacción para evitar que el CO2 se congele y bloquee los procesos.
Según WoodMac, la CCS en el depósito tiene el potencial de reducir la intensidad global de los proyectos de GNL en un 25%, y en algunos casos hasta en un 50%.
El segundo enfoque es la captura y almacenamiento de carbono posterior a la combustión, que consiste en capturar el CO2 del flujo de gases de combustión del GNL.
Aunque la captura y almacenamiento posterior a la combustión es más cara que hacerlo de acuerdo al primer enfoque, añadir la CCS posterior a la combustión a una instalación de GNL de nueva construcción tiene importantes ventajas en cuanto a costes, debido a las sinergias de diseño y ubicación.
Mercado de carbono multimillonario
Woodmac afirma que la CCS desempeñará un papel importante en la reducción de las emisiones de los proyectos de GNL, siempre y cuando la legislación de cada país avance y los costos puedan reducirse.
Por su parte, Wal van Lierop, de Chrysalix Venture Capital e inversor en la empresa canadiense Svante, dedicada a la captura de carbono, ha propuesto la creación de políticas que hagan que los mercados de carbono no sólo sean viables, sino también rentables.
Lierop sostiene que la fijación del precio del carbono, la tecnología de CCS y las políticas deben ser tales que la captura, la reutilización o el almacenamiento permanente del dióxido de carbono sean más rentables que su emisión a la atmósfera.
Si los responsables políticos fijaran un precio de US$ 100 por tonelada de CO2, los 40 GT de CO2 que el mundo emite anualmente representan una oportunidad de 4 billones de dólares para las empresas de captura de carbono.
Si esta cifra parece astronómica, hay que tener en cuenta que sólo representa el 5% de la economía mundial y que, sin duda, es inferior a los casi US$ 70 billones en daños que sufriría la economía en caso de un desastre climático total.
En Estados Unidos, las regulaciones del Sistema de recaudación de impuestos (IRS) permite un crédito de US$ 20 por tonelada métrica de óxido de carbono capturado por el contribuyente utilizando equipos de captura de carbono que se hayan puesto en servicio originalmente en una instalación calificada antes de la fecha de promulgación de la Ley Presupuestaria Bipartidista (DOE).
Se trata esencialmente de un código fiscal que proporciona un crédito fiscal basado en el rendimiento para los proyectos de CCS.
El código fiscal se puede reclamar cuando un proyecto elegible ha almacenado de forma segura el dióxido de carbono (CO2) capturado en formaciones geológicas, como campos petrolíferos y formaciones salinas.
También cuando se ha utilizado de forma beneficiosa el CO2 capturado o su precursor, el monóxido de carbono (CO), como materia prima para producir combustibles, sustancias químicas y productos como el hormigón, de forma que se reduzcan las emisiones según los requisitos federales.
Actualmente, la sección 45Q paga US$ 35 la tonelada por utilizar el CO2 capturado en la recuperación mejorada de petróleo (EOR) o en combustibles sintéticos y US$50/tonelada por secuestrar el CO2 en el almacenamiento geológico.
Un proyecto de ley que se está estudiando podría modificar el 45Q para pagar un crédito aún mayor por la captura directa en el aire: US$ 43,75/tonelada para EOR o combustibles y US$ 65,50/tonelada para el almacenamiento geológico.
Aun así, esto podría ser demasiado bajo para animar a las empresas de captura de carbono cuyo punto de equilibrio es superior a US$ 50/tonelada.
La combinación de 45Q con un sistema de tasas y dividendos podría ser una solución más eficaz. Este sistema se está estudiando actualmente en la Cámara de Representantes de EE.UU.
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