La asociación de Valero Energy con BlackRock Global Energy y Navigator Energy Services para desarrollar un sistema de tuberías de captura y almacenamiento de carbono a escala industrial que sirva a las refinerías de biocombustibles del Medio Oeste de EE. UU. a reducir la huella de carbono y las emisiones de efecto invernadero producto del proceso de refinación.
Valero, la primera empresa de refinerías estadounidenses en incursionar en el sector de los combustibles renovables, es un transportista ancla del oleoducto asegurando la mayoría de la capacidad inicial disponible del sistema.
El proyecto CCS busca proporcionar a las biorrefinerías y otros participantes industriales un camino económico a largo plazo para reducir materialmente su huella de carbono y maximizar el valor de su producto final de una manera rentable y segura para el medio ambiente.
El alcance del proyecto
Se espera que la fase inicial abarque más de 1.200 millas de nuevas tuberías de recolección y transporte de dióxido de carbono en cinco estados del Medio Oeste con la capacidad de almacenar permanentemente hasta 5 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono por año.
La tubería entrará en servicio a fines de 2024, atravesará Nebraska, Iowa, Minnesota e Illinois, donde se ubicarán las instalaciones de almacenamiento.
Se espera que Navigator Energy Services lidere la construcción y las operaciones del sistema y anticipa que las operaciones comenzarán a fines de 2024. En los próximos meses, Navigator buscará compromisos adicionales para utilizar la capacidad restante a través de un proceso vinculante de temporada abierta.
Navigator trabajará con cada contraparte para instalar o conectar el equipo de captura de carbono correspondiente a la tubería en varios puntos de recepción a lo largo de los 5 estados.
El sistema propuesto planea transportar dióxido de carbono licuado a través de la tubería, que varía de 6” a 16” de diámetro, para su entrega a una instalación central de secuestro que se contempla en el centro-sur de Illinois. Se espera que el sistema tenga la capacidad de expandirse materialmente si lo impulsa la demanda.
Dependiendo de los resultados, el sistema podría ampliarse para transportar y capturar hasta 8 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono por año.
Valero y otras refinerías están utilizando una variedad de formas de reducir su huella de carbono y la intensidad de carbono de sus productos, y el almacenamiento de captura de carbono es solo una herramienta.
Valero y los biocombustibles
Valero es el segundo mayor productor mundial de etanol de maíz con 1.700 millones de galones / año de producción de 14 plantas que se extienden a lo largo del Medio Oeste a lo largo de la ruta del gasoducto propuesto.
La compañía espera que las plantas de etanol compensen 4,7 millones de toneladas de CO2 equivalente para 2025, según su informe de sostenibilidad.
Durante su llamada de ganancias del 28 de enero, el director de operaciones de Valero, Lane Riggs, dijo que estaba usando plantas de etanol como un caso de prueba para comprender y aprender más sobre el proceso de secuestro porque “el gas que sale de la planta es en gran parte dióxido de carbono”, lo que significa que no hay que tratarlo antes de secuestrarlo.
“Así que estamos tratando de entender eso, cómo funciona, tratar de entender la tecnología y ciertamente toda la política y todo el otro tipo de régimen regulatorio que va a estar relacionado con el secuestro de carbono”, dijo Riggs.
La situación de Valero respecto a objetivos cero neto
Valero Energy no ha establecido objetivos al respecto. La compañía está apuntando a reducir y compensar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en un 63% a través de inversiones aprobadas con el potencial de alcanzar el 72% con los proyectos en consideración.
Para 2020 logró reducir los GEI en un 21%, respecto a las cifras de 2010. Los gases de efecto invernadero de alcance 1 y 2 de la refinación son 31,2 millones de toneladas en 2011 con expectativas de 11,9% en 2025.
En 2019, los gases de efecto invernadero de Alcance 1 y Alcance 2 fueron de 30,5 y 7,8 millones de toneladas de CO2e, principalmente de refinación. Las compensaciones incluyen proyectos de diésel renovable, cierre de refinerías, instalaciones de cogeneración de refinería y proyectos de eficiencia de refinería.
Los intentos en otras refinerías
Algunas refinerías, como PBF Energy, que aún tienen que emitir formalmente un informe de sostenibilidad o ingresar al espacio de las energías renovables, dijeron en su llamada de resultados del cuarto trimestre del 11 de febrero que está evaluando si reutilizar un hidrocracker inactivo para producir diésel renovable en su refinería de 190.000 bpd en Chalmette, Louisiana, como una forma de compensar el costo creciente de los RIN (Renewable Identification Numbers), que se han duplicado desde el tercer trimestre de 2020.
Los RIN son créditos renovables que las refinerías deben comprar si no pueden cumplir con su obligación anual de volumen renovable según la Ley de Combustibles Renovables mediante la mezcla o producción de energías renovables.
La refinadora Calumet Specialty también planteó la idea de que procesaría los hidrocarburos junto con la alimentación renovable en su refinería de 37.000 bpd en Great Falls, Montana. Los planes incluyen convertir un hidrocraqueador de gasóleo de 24.000 bpd para que funcione entre 10.000 bpd y 12.000 bpd con materia prima renovable mientras se mantiene la capacidad de seguir funcionando entre 10.000 y 12.000 bpd de crudo.
Pero antes de comprometerse con el proyecto, la empresa está buscando un socio que le ayude a sufragar el costo de la conversión, probablemente un proveedor de materia prima renovable que también determinará qué tipo de materia prima utilizará.
Al otro lado de la frontera canadiense, Tidewater Midstream también está considerando un complejo de hidrógeno renovable independiente de 3.000 bpd en su refinería de 12.000 bpd en Prince George, Columbia Británica.
El proyecto aún se encuentra en la fase de evaluación ya que la empresa busca financiamiento. El CEO Joel McLeod dijo en la llamada de resultados del cuarto trimestre del 11 de marzo que, si la compañía “puede lograr un plan de financiamiento” dentro de los próximos 60 días, es posible que la planta esté en línea a principios de 2023.
La compañía ya ha recibido alrededor de 100 millones de dólares canadienses en compromisos de la provincia de Columbia Británica en forma de créditos estándar de combustible bajo en carbono de BC, que, según el valor actual de mercado, financiarán alrededor del 45% del proyecto.
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