Captura y almacenamiento dedióxido de carbono

ESPECIALIDAD: Ingeniería Mecánica

Vicente Javier Aguinaco Bravo

Doctor Ingeniero Industrial

27 de Noviembre 2008

version 191008

Captura y almacenamiento de dióxido de carbonoc©2008, Academia de Ingeniería, A.C.

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Índice

1. Antecedentes 6

2. Marco Conceptual 7

3. Captura y almacenamiento del dióxido de carbono 103.1. Método de Captura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103.2. Transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123.3. Almacenamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4. CCS y su contribución a la mitigación del cambio climático 14

5. Características del CCS 15

6. Situación Actual de la Tecnología de CCS 17

7. Relación Geográfica entre las fuentes de almacenamiento deCO2 18

8. Costos de la CCS y potencial técnico y económico 208.1. Costos de la captación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218.2. Costos en el Transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 248.3. Costos aplicados a la industria eléctrica . . . . . . . . . . . . . 26

9. Contribución Mundial de proyectos CCS sobre emisiones evi-tadas de CO2 28

10. Cuantificación de la reducción de las emisiones 31

11. ¿Cuál es el futuro para la captura del carbono? 3211.1. Implicaciones potenciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

12. Conclusiones 37

13. Biografía 1

3

14. Agradecimientos 9

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ResumenPalabras claves: Captura y secuestro de CO2, mitigación de CO2, gases

de efecto invernadero.

El presente trabajo hace evidente la participación de la ingeniería mecánica, y de

como hace más eficientes los métodos y procesos, bajo una visión de innovación

en la captura y almacenamiento de dióxido de carbono; haciendo referencia a las

principales técnicas aplicadas hoy en día, así como, algunos elementos que permi-

tan planear sus aplicaciones futuras. Se analizan diversas tecnología para mitigar

las emisiones de CO2 globales; las que deben oscilar entre 450 y 750 ppmv1 de

dióxido de carbono y una cartera de opciones de mitigación de costos mínimos. Se

describe cómo es probable que el potencial técnico del almacenamiento geológico sea

suficiente para abarcar el extremo superior de las expectativas de costos de miti-

gación de GEI2. Se establecen las consideraciones sobre las opciones de aplicación

de la CCS3, al igual que otras opciones de mitigación. Se plantea que, uno de los

aspectos más importantes de la captura y almacenamiento del dióxido de carbono,

es el desarrollo y la aplicación de métodos para estimar y notificar las cantidades

en que las emisiones de GEI son reducidas, evitadas o eliminadas de la atmósfera.

1Partes por millón por volumen2Gases de efecto invernadero3Capture carbon Storage, CCS por sus siglas en inglés

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1. Antecedentes

La Ingeniería Mecánica es un amplio campo de la ingeniería queimplica el uso de los principios físicos para el análisis, diseño, fabricación ymantenimiento de sistemas mecánicos. Tradicionalmente, ha sido la rama dela Ingeniería que mediante la aplicación de los principios físicos ha permitidola creación de dispositivos útiles, como utensilios y máquinas. Los ingenierosmecánicos usan principios como el calor, la fuerza y la conservación de lamasa y la energía para analizar sistemas físicos estáticos y dinámicos, con-tribuyendo a diseñar objetos como automóviles, aviones y otros vehículos.También los sistemas de enfriamiento y calentamiento, equipos industrialesy maquinaria de guerra pertenecen a esta rama de la ingeniería. Por lo tan-to, el ingeniero mecánico es el profesional que utiliza los conocimientos delas ciencias físico matemáticas y las técnicas de ingeniería para desarrollarsu actividad profesional en aspectos tales como; desarrollo de innovacionesde productos y procesos considerando aspectos relativos a la mecánica, laproducción de bienes, el desarrollo y operación de procesos. Esta formaciónle permite participar en las distintas ramas del sector productivo tales co-mo; industria eléctrica, industria petrolera, celulosa y papel, metal-mecánica,química, computación y sistemas de información entre otras, no obstante, enlas ramas de la ingeniería que más incide son: ingeniería de materiales, elec-tricidad y magnetismo, electrónica, mecatrónica y actualmente incursionaen ingeniería ambiental, en proyectos tecnológicos y de investigación con elobjeto de restituir y conservar el medio ambiente que propicie su desarrollosustentable.

De tal suerte que el ingeniero mecánico participa en actividades decreación, innovación, transferencia y adaptación de tecnología, así como em-prender, dirigir, participar en proyectos de investigación y desarrollo tecno-lógico. Es por ello que tiene el reto de participar activamente en el tema decambio climático, razón por la cual le es necesario conocer y entender loscambios de las tecnologías utilizadas en esta área y, en su caso, generarlos,respondiendo así a las necesidades que se presentan en las ramas productivas

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y de servicios del país para lograr el bienestar de la sociedad a la que se debe.Considerando, que, como todo parece indicar, el consenso mundial es

el de detener el incremento de las emisiones de gases de efecto invernadero,para que las concentraciones de dióxido de carbono no rebasen las 450 ppm4

a nivel mundial , nivel considerado como máximo permisible para evitar con-secuencias catastróficas para la humanidad. Una de las responsabilidades delos ingenieros mecánicos será la de incursionar en procesos que contribuyan ala reducción o captura de emisiones de gases de efecto invernadero, principal-mente emisiones evitadas de CO2 en procesos productivos con alta intensidadenergética, tal es el caso de la industria petrolera y la industria eléctrica. Acontinuación se presenta un diagrama descriptivo del proceso de captura ysecuestro de carbono geológico.

Carbono Geológico

Captura

Captura y almacenamientoReserva de gas y petróleoCarbón estratigráficoDomos salinosOcéanos

Secuestro

Remoción de CO2 de la atmósferaReforestaciónYacimientos minerosAgriculturaAlgas marinas

2. Marco Conceptual

El dióxido de carbono, es un gas de efecto invernadero que se encuentraen la atmósfera. Las actividades humanas, como la quema de combustiblesfósiles y otros procesos, aumentan significativamente su concentración en laatmósfera contribuyendo al calentamiento global del planeta, la siguiente grá-fica indica los volumnes de emisiones de CO2 tanto histórica como prospectiva

4Partes por millón

7

Figura 1: Proyección de las concentraciones de CO2 en función del tiempo

a nivel internacional.

De acuerdo con los estudios realizados por universidades y organizacio-nes, el incremento del CO2 atmosférico en los últimos 200 años es significati-vamente mayor que el evaluado para toda la vida del hombre sobre la tierra,previo a la industrialización, pasando de un promedio de 280 ppm a casi 380

ppm en 2005, según se muestra en la figura 1 emitida por el IPCC5.

Por considerar que este incremento en la presencia del CO2 atmosféricoes el responsable del calentamiento mundial, las naciones firmaron el Conve-nio Marco sobre Cambio Climático, que posteriormente llevó a la firma delProtocolo de Kioto. De esos dos documentos se desprende la necesidad deestablecer a nivel mundial, programas que dirijan las acciones de los paísesen dos direcciones: adaptación y mitigación. Este último campo es donde se

5Panel Intergubernamental de Cambio Climático

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Figura 2: Emisiones de carbono anual por región

ha desarrollado el mayor trabajo a nivel mundial, el cual se ha manifestadoen cuatro grandes políticas:

Disminución de la participación del uso de combustibles fósiles.

Incremento en la participación de energías renovables.

Incremento en la eficiencia energética

Captura y Almacenamiento de carbono; tema sobre el cual se presen-tará este trabajo.

La captura y almacenamiento de dióxido de carbono, CCS, podría li-mitar las emisiones atmosféricas de carbono derivadas de las actividades hu-manas. Esta técnica consiste en capturar el dióxido de carbono producidoen las centrales eléctricas o plantas industriales, y luego almacenarlo por unlargo período[8], ya sea en formaciones geológicas del subsuelo, en océanos obajo otras condiciones. No debe confundirse con el secuestro de carbono, queconsiste en eliminar el carbono presente en la atmósfera mediante procesos

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naturales; tales como, el crecimiento de bosques; así mismo, podría aplicarsepara aquellas emisiones que provengan de grandes complejos industriales ode centrales que usan grandes cantidades de combustibles fósiles[1].

El proceso consiste en tres etapas principales:

1. Capturar el CO2 en su fuente, separándolo de los otros gases que segeneran en los procesos industriales.

2. Transportar el dióxido de carbono capturado a un lugar de almacena-miento apropiado (normalmente de forma comprimida).

3. Almacenar el CO2 fuera de la atmósfera durante un largo período detiempo, por ejemplo, en formaciones geológicas subterráneas, en lasprofundidades oceánicas o dentro de ciertos compuestos minerales.

3. Captura y almacenamiento del dióxido de

carbono

3.1. Método de Captura

Antes de poder realizar alguna operación de almacenamiento geológicode CO2 es necesario llevar a cabo un proceso de captura, de tal forma, que sepueda disponer de este con la mayor pureza posible, para su posterior inyec-ción en el subsuelo. La procedencia del CO2 emitido a la atmósfera es muydiversa, aunque la mayor parte de las emisiones provienen de tres sectores:generación eléctrica, transporte e industria. Como las emisiones debidas altransporte son muy dispersas, se descartan por su viabilidad para realizaroperaciones de captura y almacenamiento, por lo que las investigaciones secentran en la industria y el sector eléctrico.

A la fecha se conocen básicamente cuatro formas de captura de dióxidode carbono; dos de ellas están relacionadas con el tiempo en el cual se realizala operación y, en términos generales pueden ser descritas como sigue:

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Figura 3: Esquema de pre-combustión

La investigación sobre los métodos de captura, son los de pre-combustióny post-combustión, ambos métodos se representan esquemáticamente en lossiguientes diagramas, véase figuras 3 y 4:

Figura 4: Esquema de post-combustión

Los otros dos métodos de captura, por el contrario, tienen que ver con

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la forma de realización de este procedimiento[6]. El primero de ellos impli-ca que en lugar de utilizar aire para la combustión se utilice oxígeno puro,produciendo, en este caso, una corriente de CO2 concentrada que posterior-mente debe tratarse para eliminar las impurezas. Este mecanismo se conocecomo oxicombustión y se encuentra en la actualidad en etapa de desarrollopiloto[11].

La combustión de oxígeno-gas está en la fase de demostración[5] y uti-liza oxígeno de un alto grado de pureza. Ello da lugar a altas concentracionesde CO2 en el flujo de gas y, por tanto, facilita la separación del CO2, así comoa mayores necesidades energéticas para separar el oxígeno del aire. El cuartoy último de los métodos, actualmente en desarrollo, es genéricamente conoci-do como de procesos químicos. En general, el método consiste en combinar deforma fisicoquímica o químicamente el dióxido de carbono con un compuestoquímico, como por ejemplo, las aminas, mediante un proceso de absorciónpara posteriormente desorberlo mediante la aplicación de temperatura[3]. Enla figura 5 podemos observar un diagrama representativo de los procesos.

Se indican los combustibles y los productos para la combustión deoxígeno-gas, la captación previa a la combustión (incluida la producción dehidrógeno y de fertilizantes), la captación posterior a la combustión y lasfuentes industriales de CO2 (incluidas las instalaciones de refinamiento degas natural y la producción de acero y cemento)

3.2. Transporte

Es muy posible que en el lugar en el que se produce el proceso de captu-ra, no se pueda realizar de inmediato la inyección en el subsuelo, por no existirformación adecuada para acoger el CO2. Así pues, deberá de llevarse a cabosu transporte hasta el emplazamiento donde el proceso de almacenamientopueda ser llevado a cabo.

La primera parte del proceso de transporte consiste en una compresión.Esta compresión se debe a dos motivos fundamentales: reducir el volumen delgas al transportarlo y mantener la presión necesaria para el proceso que se

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Figura 5: Representación esquemática de los sistemas de captación y alma-cenamiento de Dióxido de carbono

requiere. Debido a esta razón, se deberá estudiar cuidadosamente las pérdidasde carga que pueda sufrir desde el punto de captura hasta el de inyección.

Una vez comprimido el CO2, el transporte se puede realizar de diversasformas, aunque parece que para pequeños proyectos de demostración es máshabitual el empleo de camiones, y para proyectos comerciales convendría másla utilización de tuberías o gaseoductos. En cualquier caso, es necesario elanálisis de las tecnologías de transporte, por lo que no se profundizará másde lo aquí expuesto.

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3.3. Almacenamiento

El proceso de almacenamiento geológico de CO2 es quizás el más com-plejo de los que componen el confinamiento del dióxido de carbono en forma-ciones geológicas. Antes de que se puedan efectuar las labores de compresióny transporte, es necesario realizar una compleja labor de selección del em-plazamiento, que requiere un estudio detallado de numerosos parámetros quedefinen la idoneidad o la no utilización del sitio.

El Instituto de Geología de la Universidad Nacional Autónoma de Mé-xico, UNAM, está desarrollando una investigación en el territorio nacionalsegún los distintos tipos de almacén, que podemos clasificar en los siguientes:

1. Yacimientos de petróleo agotados

2. Yacimientos de gas exhaustos

3. Capas de carbón no explotables con posibilidades de recuperación demetano (ECBM6)

4. Formaciones profundas con agua salada

5. Formaciones de pizarras bituminosas con altos contenidos en materiaorgánica

6. Áreas geotérmicas de baja entalpía

7. Yacimientos salinos susceptibles de disolución.

4. CCS y su contribución a la mitigación del

cambio climático

La captación y el almacenamiento de dióxido de carbono (CO2) cons-tituyen un proceso consistente en la separación del CO2 emitido por la in-dustria y fuentes relacionadas con la energía, su transporte a un lugar de

6Enhanced Coal-Bed Methane, ECBM por sus siglas en inglés.

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almacenamiento y su aislamiento de la atmósfera a largo plazo. El presentetrabajo considera la Captación y Almacenamiento de carbono (CCS) comouna de las opciones de la cartera de medidas de mitigación para la estabiliza-ción de las concentraciones atmosféricas de gases de efecto invernadero, cabemencionar que para el desarrollo de esta tecnología intervienen conocimientosde diversas ramas de la ingeniería, pero en especial de la ingeniería mecánica,siendo una aplicación de la misma en una de las opciones de mitigación deemisiones de CO2, que a continuación se describe.

Como es conocido, otras opciones de mitigación comprenden: mejorade la eficiencia energética, combustibles que dependan menos intensivamentedel carbono, las fuentes de energía renovables, el perfeccionamiento de lossumideros biológicos, entre otros.

La CCS tiene la capacidad potencial de reducir los costos generalesde la mitigación y aumentar la flexibilidad para lograr la reducción de lasemisiones de gases de efecto invernadero. La aplicación generalizada de laCCS dependerá de la madurez tecnológica, los costos, el potencial global, ladifusión y la transferencia de la tecnología a los países en desarrollo y sucapacidad para aplicar la tecnología, los aspectos normativos, las cuestionesambientales y la percepción pública.

Es conveniente indicar que ninguna opción tecnológica proporciona,por sí sola, todas las reducciones de emisiones necesarias para lograr la esta-bilización, sino que se necesitará una cartera de medidas de mitigación másamplia que integre a todos los actores.

5. Características del CCS

La captación de CO2 puede aplicarse a grandes fuentes puntuales; porello, el CO2 sería comprimido y transportado para ser almacenado en forma-ciones geológicas, en el océano, en carbonatos minerales, o para ser utilizadoen procesos industriales. Las grandes fuentes puntuales y emisoras de CO2

son: la industria eléctrica, petrolera, química, metal mecánica, cementera ylas plantas de producción de hidrógeno alimentadas por combustibles fósiles.

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Figura 6: Diagrama esquemático de los posibles sistemas de CCS.

Los posibles métodos técnicos de almacenamiento son los siguientes:

Almacenamiento geológico (en formaciones geológicas, como los yaci-mientos de petróleo y gas, las capas de carbón inexplotables y las for-maciones salinas profundas).

Almacenamiento oceánico (liberación directa en la columna de aguaoceánica o en el fondo oceánico).

Fijación industrial de CO2 en carbonatos inorgánicos, lo anterior seilustra en el siguiente diagrama esquemático, véase la figura 6.

La tecnología disponible permite captar entre el 85-95% del CO2 trata-do en una planta de captación. Como ejemplo podríamos mencionar que una

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central eléctrica equipada con un sistema de CCS (con acceso a almacena-miento geológico u oceánico) necesitaría, aproximadamente, entre el 10-40%más de energía que una planta con una salida equivalente sin CCS, de la cualla mayor parte se utiliza para la captación y la compresión. Para un alma-cenamiento seguro, el resultado neto es que una central eléctrica con CCSpodría reducir las emisiones de CO2 en la atmósfera en una proporción del80-90%, en comparación con una planta sin CCS.

6. Situación Actual de la Tecnología de CCS

Existen diferentes tipos de sistemas de captación de CO2; a saber,posterior a la combustión, previo a la combustión, combustión de oxígeno-gas y por último de procesos químicos. La captación posterior a la combustiónde CO2 en las centrales eléctricas es económicamente viable en condicionesespecíficas. Se utiliza para captar CO2 de parte de los gases de combustiónemitidos por diversas centrales eléctricas existentes[4]. La separación de CO2

en la industria del petróleo-gas natural, que aplica una tecnología similar,funciona en un mercado maduro. La tecnología requerida para la captaciónprevia a la combustión se aplica de forma generalizada a la fabricación defertilizantes y la producción de hidrógeno. Si bien las fases iniciales de laconversión del combustible en el sistema previo a la combustión son máscomplejas y costosas, las concentraciones más altas de CO2 en el flujo de gasy la presión más elevada facilitan la separación. La combustión de oxígeno-gas está en la fase de demostración y utiliza oxígeno de un alto grado depureza. Ello da lugar a altas concentraciones de CO2 en el flujo de gas y, portanto, a una separación más fácil del CO2, así como a mayores necesidadesenergéticas para separar el oxígeno del aire. Los siguientes esquemas indicanlos principales sistemas de captación, véase la figura 7.

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Vision General de las Opciones de Almacenamiento Geológico

1.- Yacimientos agotados de gas y petróleo.2.- Utilización de CO2 para la recuperación mejorada de petróleo y gas.3.- Formaciones salinas profundas; marítimas y terrestres.4.- Utilización de CO2 para la recuperación mejorada de metano en capas de carbón.

Los componentes de la CCS están en diferentes fases de desarrollo ypueden desarrollarse a partir de tecnologías existentes que han alcanzadola madurez o que son económicamente viables en condiciones específicas,para ello se presenta el siguiente cuadro que indica el grado de desarrollotecnológico de los componentes del sistema CCS.

Componente de la CCS

Captación

Posterior a la combustión; viable económicamentePrevio a la combustión; viable económicamenteCombustión oxígeno-gas; Fase demo.Aplicaciones industriales; Mercado maduro

Transporte

{GaseoductoBuque

Almacenamiento geológico

Recuperación secundaria de petróleoYacimientos de gas o petróleoFormaciones salinasRecuperación mejorada de metano

Almacenamiento oceánico

{Inyección directa (disolución)Inyección directa (lago)

Carbonatación mineral

{Silicatos naturalesMateriales de desecho

Usos industriales{

Mercado maduro

7. Relación Geográfica entre las fuentes de al-

macenamiento de CO2

Las grandes fuentes puntuales del dióxido de carbono se concentran enlas proximidades de las zonas industriales y urbanas importantes. Muchas de

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Figura 7: Visión general de las opciones de almacenamiento geológico

esas fuentes están a 300 km, como máximo, de zonas que podrían tener for-maciones apropiadas para el almacenamiento geológico. Investigaciones pre-liminares sugieren que, por lo general, una pequeña proporción de grandesfuentes puntuales está ubicada cerca de posibles lugares de almacenamien-to oceánico. Sin embargo, la bibliografía actual sobre las correspondenciasentre fuentes puntuales de CO2 y formaciones de almacenamiento geológicoapropiadas es limitada[2]. En la figura 8, sólo se incluye parte de los lugaresde almacenamiento en estratos de carbón. La prospección es una evaluacióncualitativa de las probabilidades de que haya un lugar de almacenamientoapropiado en una zona determinada.

Los estudios de escenarios indican que se prevé que el número de gran-des fuentes puntuales aumente en el futuro y que, en lapso de 10 años, dadaslas limitaciones técnicas previstas, entre el 20 y el 40% de las emisiones mun-diales de CO2 procedentes de combustibles fósiles podrían ser técnicamenteaptas para la captación, en particular entre el 30 y el 60% de las emisiones deCO2 originadas por la generación de electricidad, y entre el 30 y el 40% de las

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Figura 8: Zonas prospectivas de cuencas sedimentarias en las que pueden en-contrarse formaciones salinas, yacimientos de petróleo o gas, o capas de carbónapropiados.

procedentes de la industria. Las emisiones de las instalaciones de conversiónde biomasa a gran escala también podrían ser apropiadas para la captacióndesde el punto de vista técnico. La proximidad entre futuras fuentes puntua-les de grandes dimensiones y lugares de almacenamiento potenciales no hasido estudiada.

8. Costos de la CCS y potencial técnico y eco-

nómico

Se estima que la aplicación de la CCS a la producción de electricidad,considerando parámetros del 2002, elevará los costos de generación de elec-tricidad de entre 0.01 y 0.05 (UScy$/kWh), dependiendo del combustible, latecnología específica, la ubicación y las circunstancias nacionales. La inclu-sión de los beneficios de la recuperación mejorada de petróleo reduciría los

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costos de producción de electricidad adicionales ocasionados por la CCS entre0.01 y 0.02 (UScy$/kWh). La tabla (8.1) muestra los costos de producción dela electricidad absolutos y los costos en UScy por tonelada de CO2 evitado.El incremento de los precios de mercado de los combustibles utilizados parala generación de energía tienden a aumentar el costo de la CCS, por otrolado, el impacto cuantitativo del precio del petróleo en la CCS se desconocey esto es debido a la volatilidad del mercado. No obstante, normalmente,los ingresos de la recuperación mejorada de petróleo serían más elevados conprecios del petróleo más altos. Si bien la aplicación de la CCS a la producciónde energía a partir de la biomasa, a pequeña escala, incrementaría el costode la electricidad de forma sustancial; se puede concluir que la combustiónde biomasa en una central eléctrica de mayores dimensiones alimentada porcarbón y con un sistema CCS sería más rentable[2].

8.1. Costos de la captación

Los costos varían de forma considerable, en términos tanto absolutoscomo relativos, de un país a otro. Dado que los sistemas de ciclo combinadode gas natural, carbón pulverizado o ciclo combinado de gasificación inte-grada aún no han sido construidos a escala cabal con CCS. En el futuro,los costos de la CCS podrían reducirse por medio de la investigación y eldesarrollo tecnológico y las economías de escala, estas últimas podrían mer-mar en gran medida el costo de los sistemas de CCS basados en la biomasa.La aplicación de la CCS a las instalaciones de conversión alimentadas conbiomasa o combustión ocasionaría emisiones de CO2 más bajas o negativas,lo cual podría reducir los costos de esta opción, dependiendo del valor demercado de las reducciones de las emisiones de CO2.

Los costos estimados de la captación de CO2 en las centrales eléctricasde grandes dimensiones se basan en estudios de diseño técnico de tecnologíaspara uso comercial actual (si bien, a menudo, en diferentes aplicaciones y/oa menor escala que las asumidas en la bibliografía), así como en estudiosde diseños de conceptos que en este momento se encuentran en la fase de

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investigación y desarrollo (I+D)[10]. En la tabla 8.1 se resumen los resultadoscorrespondientes a las nuevas plantas de CP7, CCGN8 y CCGI9, basados enla tecnología existente, con captación de CO2 y sin ella. Los sistemas decaptación para los tres modelos reducen las emisiones de CO2 por kWh entreel 80 y el 90 por ciento, teniendo en cuenta las necesidades energéticas de lacaptación.

Todos los datos correspondientes a las plantas de CP y de CCGI quefiguran en la tabla (8.1), se refieren solamente al carbón bituminoso. Loscostos de captación comprenden el costo de la compresión del CO2 (por logeneral, hasta entre 11 y 14 MPa), pero no incluyen los costos adicionalesdel transporte y el almacenamiento del CO2.

La escala de los costos correspondientes a cada uno de los tres sistemasrefleja diferencias en las hipótesis técnicas, económicas y operativas utiliza-das en los distintos estudios. Si bien algunas divergencias entre los costosregistrados pueden atribuirse a las diferencias en el diseño de los sistemas decaptación de CO2, las principales causas de la variabilidad son las diferen-cias en el diseño, el funcionamiento y la financiación asumidos para la plantade referencia a la que se aplica la tecnología de captación (factores como eltamaño de la planta, la ubicación, la eficiencia, el tipo de combustible, elcosto del combustible, el factor de capacidad y el costo de capital). Ningúnconjunto de suposiciones se aplica a todas las situaciones o a todas las partesdel mundo, por lo que se indica una escala de costos[13].

En los estudios enumerados en la tabla (8.1), la captación de CO2

aumenta el costo de la producción de electricidad entre un 35 y un 70 porciento (de 0.01 a 0.02 UScy por kWh) para una planta de CCGN; entre un 40y un 85 por ciento (de 0.02 a 0.03 UScy por kWh) para una planta hipercríticade CP; y entre un 20 y un 55 por ciento (de 0.01 a 0.02 UScy por kWh) parauna planta de CCGI. En general, los costos de producción de electricidadpara las plantas de combustibles fósiles con captación (con exclusión de los

7Plantas de carbón pulverizado8Ciclo combinado a gas natural9Ciclo combinado con gasificación integrada

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costos ocasionados por el transporte y el almacenamiento del CO2) oscilanentre 0.04 y 0.09 UScy por kWh, en comparación con un costo de 0.03 a 0.06UScy por kWh para plantas similares sin sistema de captación. En la mayorparte de los estudios realizados hasta la fecha, normalmente se ha constatadoque los sistemas de CCGN acarrean costos de producción de electricidad másbajos que las nuevas plantas de CP y CCGI (con sistemas de captación o sinellos) en el caso de plantas con una carga de base importante que cuentan conaltos factores de capacidad (iguales o superiores al 75 por ciento) y preciosdel gas natural de entre 2.6 y 4.4 UScy por GJ durante la vida útil de laplanta.

Tabla 8.1 Análisis del rendimiento y costos de producción

Medición dela Planta nueva CCGIb Planta nueva CPc Planta nueva CCGNd

rendimiento y los costos Escala Escala Escalamin max VRe min max VR min max VR

Factor de emisión 0.344 - 0.379 0.376 0.736 - 0.811 0.762 0.682 - 0.846 0.773sin captación kgCO2/kWh

Factor de emisión 0.040 - 0.066 0.052 0.092 - 0.145 0.112 0.065 - 0.152 0.108son captación kgCO2/kWh

Reducción porcentual 83 - 88 86 81 - 88 85 81 - 91 86de CO2 por kWh (%)Eficiencia de planta 47 - 50 48 30 - 35 33 31 - 40 35con captación, BCPf (%)Necesidad energética de la captación 11 - 22 16 24 - 40 31 14 - 25 19(% del aumento del insumo/kWh)Necesidades totales de capital 515 - 724 568 1161 - 1486 1286 1169 - 1565 1326sin captación (US$/kW )Necesidades totales de capital 909 - 1261 998 1894 - 2578 2096 1414 - 2270 1825con captación (US$/kW )Aumento% Costo Capital 64 - 100 76 44 - 74 63 19 - 66 37con captación (%)COEg sin captación (US$/kWh) 0.031 - 0.050 0.037 0.043 - 0.052 0.046 0.041 - 0.061 0.047COE con captación (US$/kWh) 0.043 - 0.072 0.054 0.062 - 0.086 0.073 0.054 - 0.079 0.062Aumento del COE 0.012 - 0.024 0.017 0.018 - 0.034 0.027 0.009 - 0.022 0.016con captación (US$/kWh)Aumento porcentual del COE 37 - 69 46 42 - 66 57 20 - 55 33con captación (%)Costo del CO2 captado 37 - 74 53 29 - 51 41 13 - 37 23neto (US$/tCO2)

aFuente: Grupo Intergubernamental de expertos sobre cambio climático, 2005bCiclo combinado con gasificación integradacCP, Planta de carbón pulverizadodCiclo combinado de gas naturaleVR, Vapor representativo basado en los valores de los diferentes estudiosfBCP, Bajo poder caloríficogCOE, Costo de producción de electricidad

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Las escalas y los valores representativos están basados en datos obte-nidos de diferentes estudios. Todos los datos relativos a las plantas de CP yde CCGI se refieren sólo al carbón bituminoso a un costo de entre 1,0 y 1,5UScy$/GJ (BPC); todas las plantas de CP son unidades hipercríticas. Losdatos relativos a las plantas de CCGN están basados en precios de gas natu-ral de 2,8 a 4,4 UScy$/GJ (sobre una base de BPC). Los costos se expresanUScy constantes de 2002. El tamaño de las centrales eléctricas oscilan, apro-ximadamente, entre 400 y 800 MW para las plantas sin captación, y para lascentrales entre 300 y 700 MW para las plantas con captación. Los factores decapacidad oscilan entre el 65 y el 85 por ciento para las plantas de carbón,y el 50 y el 95 por ciento para las plantas de gas (promedio para cada unaaproximadamente es al 80 por ciento). Los factores de cargas fijas varían del11 al 16 por ciento. Todos los costos incluyen la compresión de CO2, pero nocomprenden los gastos adicionales de transporte y almacenamiento de CO2.

8.2. Costos en el Transporte

Se ha realizado una estimación de los costos tanto para el transportepor gaseoductos como para el transporte marítimo de CO2. En cada caso, loscostos dependen en gran medida de la distancia y de la cantidad transportada.En el caso de los gaseoductos, los costos dependen de si el gaseoducto estásituado en la tierra o en el mar, si se trata de una zona muy congestionada, osi en su ruta hay montañas, grandes ríos o terrenos congelados. Todos estosfactores podrían duplicar el costo por unidad de longitud, que aumentaríaaún más en el caso de los gaseoductos que atravesaran zonas habitadas. Todocosto adicional para la recompresión (estaciones de bombas reforzadoras) quepueda necesitarse para los gaseoductos de mayor longitud se contaría comoparte de los costos de transporte, que son relativamente bajos y que no estánincluidos en las estimaciones aquí presentadas.

Los siguientes gráficos indican los del transporte por gaseoducto parauna distancia nominal de 250 km, que, por lo general, es de 1 a 8 UScy portonelada de CO2 (de 4 a 30 UScy por tonelada de C); asimismo muestra tam-

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Figura 9: Costos de transporte para gaseoductos terrestres y marítimos, en UScy.

bién como el costo del gaseoducto depende del flujo másico del CO2. El costodel acero representa una fracción significativa del costo de un gaseoducto,por lo que las fluctuaciones de ese costo (como su duplicación entre los años2003 y 2005) podrían afectar a la economía general de los gaseoductos.

En el transporte por barco, el volumen del tanque y las característicasde los sistemas de carga y descarga son algunos de los factores determinantesdel costo general de transporte. Los gastos relacionados con la compresión yla licuefacción del CO2 están incluidos en los costos de captación presentadosanteriormente. Los siguientes gráficos comparan los costos de transporte ma-rítimo con los del transporte por gaseoductos, y se muestra la distancia conrespecto a la rentabilidad. Si existe la opción marítima, ésta suele ser máseconómica que los gaseoductos para las distancias superiores a unos 1000 kmy para las cantidades inferiores a unos pocos millones de toneladas de CO2 alaño. En el almacenamiento oceánico, el sistema de transporte más apropiadodepende del método de inyección; desde un buque flotante estacionario, unbuque en desplazamiento, o un gaseoducto desde la costa.

25

Figura 10: Costos de transporte de CO2 relacionados con la distancia, en UScy.

8.3. Costos aplicados a la industria eléctrica

Los costos varían de forma considerable, en términos tanto absolutoscomo relativos, de un país a otro. Dado que los sistemas de ciclo combinadode gas natural, carbón pulverizado o ciclo combinado de gasificación inte-grada aún no han sido construidos bajo un esquema CCS. En el futuro, loscostos de la CCS podrían reducirse por medio de la investigación y el desa-rrollo tecnológico y las economías de escala, estas últimas podrían mermar,en gran medida, el costo de los sistemas de CCS basados en la biomasa.La aplicación de la CCS a las instalaciones de conversión alimentadas conbiomasa o combustión ocasionaría emisiones de CO2 más bajas o negativas,lo cual podría reducir los costos de esta opción, dependiendo del valor demercado de las reducciones de las emisiones de CO2[12].

En los siguientes cuandros se muestran los costos de producción deelectricidad y de prevención de dióxidos de carbono para distintos tipos degeneración eléctrica.

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Ciclo Carbón Ciclo CombinadoSistema de Central Eléctrica Combinado (US$/kWh) con gasificación

GN (US$/kWh) integrada(US$/kWh)

Sin captación (referencia) 0.03 - 0.05 0.04 - 0.05 0.04 - 0.06Con captación y almacenamiento geológico 0.04 - 0.08 0.06 - 0.10 0.05 - 0.09

Con captación y recuperaciónsecundaria de petróleo 0.04 - 0.07 0.05 - 0.08 0.04 - 0.07

Planta de referencia de Planta de referencia deTipo de central eléctrica con CCS ciclo combinado de GN carbón

(US$/tCO2 evitado) (US$/tCO2 evitado)

Central eléctrica con captación yalmacenamiento geológicoCC de GN 40 - 90 20 - 60Carbón 70 - 270 30 - 70CC gasificación integrada 40 - 220 20 - 70

Central eléctrica con captación yrecuperación secundaria de petróleoCC de GN 20 - 70 0 - 30Carbón 50 - 240 10 - 40CC gasificación integrada 20 - 190 0 - 40

Costos de producción de la electricidad para distintos tipos de genera-ción, sin captación y para el sistema de CCS en su conjunto. El costo de unsistema completo de CCS para la generación de electricidad a partir de unacentral eléctrica alimentada por combustibles fósiles, a gran escala y de cons-trucción nueva depende de una serie de factores, entre ellos las característicasde la central eléctrica y el sistema de captación, los detalles específicos dellugar de almacenamiento, la cantidad de CO2 y la distancia a la que debetransportarse. Para las cifras, se asume la experiencia de una planta a gran

27

escala. Los precios del gas utilizados oscilan entre 2.8 y 4.4 UScy por gigajulio(GJ), y los del carbón entre 1 y 1.5 UScy por GJ[7].

Costos de la prevención del CO2 para el sistema completo de CCS parala generación de electricidad, para diferentes combinaciones de centrales eléc-tricas de referencia sin CCS y centrales eléctricas con CCS (almacenamientogeológico y recuperación mejorada de petróleo). La cantidad de CO2 evitadoes la diferencia entre las emisiones de la planta de referencia y las emisionesde la central eléctrica con CCS. Los precios del gas asumidos oscilan entre2.8 y 4.4 UScy por GJ, y los del carbón entre 1 y 1.5 UScy por GJ[7].

9. Contribución Mundial de proyectos CCS so-

bre emisiones evitadas de CO2

Actualmente se estima que, en todo el mundo, es probable que hayaun potencial técnico de 2 000 Gt10 de dióxido de carbono (545 Gt de C),como mínimo, de capacidad de almacenamiento en formaciones geológicas,sin embargo podría incrementarse ese potencial para el almacenamiento geo-lógico en formaciones salinas, pero las estimaciones del límite superior no sonseguras debido a la falta de información y de una metodología acordada.

Los cálculos de los modelos para la capacidad de almacenamiento dedióxido de carbono en los océanos indican que esta capacidad podría ser delorden de miles de Gt de CO2, dependiendo del nivel asumido de estabilizaciónen la atmósfera y de limitaciones ambientales como el cambio del pH delocéano. La medida en que la carbonatación mineral podrá utilizarse no puededeterminarse en este momento, ya que depende de la cantidad de reservas desilicatos que pueden ser técnicamente explotadas, actualmente desconocida,y de cuestiones ambientales como el volumen de desechos de productos.

En la mayor parte de los escenarios de estabilización de las concen-traciones atmosféricas de gases de efecto invernadero entre 450 y 750 ppmvde CO2 y en una cartera de opciones de mitigación de costos mínimos, el

10giga toneladas

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potencial económico de la CCS ascendería a un nivel de 220 a 2 200 Gt deCO2 (entre 60 y 600 Gt de C) de forma acumulativa, lo cual significaría quela CCS contribuiría entre el 15 y el 55 por ciento al esfuerzo mundial demitigación acumulativo hasta 2100, habiendo calculado el promedio de unaserie de escenarios de base[12]. Es probable que el potencial técnico del al-macenamiento geológico sea suficiente para abarcar el extremo superior delpunto máximo de la función del potencial económico, pero, en determina-das regiones, es posible que éste no sea el caso. La incertidumbre en estasestimaciones de potencial económico es significativa. Para que la CCS alcan-ce ese potencial económico, sería necesario instalar varios cientos y miles desistemas de captación de dióxido de carbono durante el próximo siglo y quecada uno de ellos captara entre 1 y 5 Mt de CO2 al año. Es probable queel resultado de la ejecución real de la CCS, al igual que otras opciones demitigación, sea más bajo que el potencial económico debido a factores comoel impacto ambiental, los riesgos de fugas y la falta de un marco jurídicoclaro o de aceptación pública.

En la mayoría de los estudios de escenarios, el papel de la CCS en lascarteras de opciones de mitigación va aumentando en función del tiempo, y seconstata que la inclusión de la CCS en una cartera de opciones de mitigaciónreduce los costos de estabilización de las concentraciones de CO2 en un 30por ciento o más.

Uno de los aspectos de la competitividad en términos de costos delos sistemas de CCS es que esas tecnologías son compatibles con la mayorparte de las infraestructuras energéticas existentes. La contribución potencialmundial de la CCS como parte de una cartera de mitigación es ilustrada porlos ejemplos en la figura (11).

Las cifras indicadas en la ilustración, son un claro ejemplo de la contri-bución potencial de la CCS a escala mundial como parte de una cartera deopciones de mitigación. Están basadas en dos modelos de evaluación integra-da alternativos (MESSAGE y MiniCAM) que adoptan las mismas suposicio-nes para los principales generadores de emisiones. Los resultados variaríande forma considerable en escalas regionales.

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Figura 11: Contribución potencial de la CCS a escala mundial

Este ejemplo se basa en un sólo escenario y, por tanto, no transmitela gama completa de incertidumbres. Los diagramas a) y b) muestran el usomundial de energía primaria, incluido el despliegue de la CCS. Los diagramasc) y d) indican las emisiones mundiales de CO2 en gris y las contribucionescorrespondientes de las principales medidas de reducción de las emisiones encolor. El diagrama e) muestra el precio marginal calculado de las reduccionesde CO2.

30

10. Cuantificación de la reducción de las emi-

siones

Todavía faltan métodos capaces de estimar las cantidades de emisionesde gases de efecto invernadero reducidas, evitadas o eliminadas de la atmós-fera. Mientras que una tonelada de CO2 almacenada de forma permanenteofrece las mismas ventajas que una tonelada de CO2 no emitida, una to-nelada de CO2 almacenada de forma temporal proporciona muchos menosbeneficios. Los métodos actualmente disponibles para los inventarios nacio-nales sobre las emisiones de gases de efecto invernadero, podrían adaptarsepara integrar los sistemas de captura y almacenamiento de CO2. Sin em-bargo, todavía quedan algunas cuestiones por resolver mediante desarrollode políticas adecuadas[7]. No obstante, uno de los aspectos más importantesde la captura y almacenamiento de CO2, es el desarrollo y la aplicación demétodos para estimar y notificar las cantidades en que las emisiones de gasesde efecto invernadero son reducidas, evitadas o eliminadas de la atmósfera.Esto requiere:

Realizar estimaciones e informes sobre las emisiones actuales para losinventarios nacionales sobre gases de efecto invernadero.

Inscribir la captura y almacenamiento de CO2 en el marco de acuerdosinternacionales destinados a limitar las emisiones netas.

Ante la ausencia de acuerdos internacionales, no queda claro si las di-versas formas de captura y almacenamiento de CO2 serán tratadas comoreducción de emisiones o como eliminación de las emisiones de la atmósfera.La técnica de la captura y almacenamiento de CO2 se diferencia claramen-te y en muchos aspectos del secuestro de CO2 en sumideros biológicos decarbón (bosques, suelo, etc), a la vez que las diferentes formas de captura yalmacenamiento se diferencian claramente las unas de las otras. Esta diferen-cia debería reflejarse en todos los sistemas que contabilizan las reduccionesnetas de gases de efecto invernadero. Actualmente, no existe ningún método

31

disponible en el marco de CMNUCC11 para controlar, medir y contabilizarlas fugas físicas desde los lugares de almacenamiento.

11. ¿Cuál es el futuro para la captura del car-

bono?

A pesar de las fuertes advertencias sobre las alteraciones del clima, elincremento de las temperaturas en los mares, etc.; la comunidad científicahace esfuerzos denodados para buscar diferentes alternativas de solución quemitiguen la severidad de las alteraciones climáticas. Evidentemente no haysoluciones sencillas y de una manera importante debemos de prever los efectosy consecuencias de las soluciones propuestas.

En los últimos diez años, la tecnología de captura y almacenamientodel carbono ha avanzado enormemente; a pesar de las vicisitudes a que seha visto sometida. La reducción de emisiones puede conseguirse mediante laeficiencia energética o el cambio de las fuentes de energía renovables y nu-cleares. La captura y almacenamiento de carbono cumplimentan estas áreasde investigación y las diferentes tecnologías han sido descritas a lo largo deeste trabajo.

Conceptualmente, estas estratégias son semejantes a la reducción deSO2, NOX , partículas y otros contaminantes de las emisiones. Una grandiferencia, sin embargo, es que el volumen de CO2 generado es mucho másgrande que en las otras emisiones.

Algunas oportunidades futuras en la captura del CO2 pueden provenirde la producción de los combustibles base hidrógeno, tales como el gas na-tural, carbón y biomasa. El subproducto obtenido, CO2 será relativamentepuro y el costo incremental de la captura del carbono será relativamente ba-jo. El hidrógeno puede usarse en celdas de combustible de baja temperaturay en otras tecnologías de combustible base hidrógeno; aunque hay algunos

11Convención Marco de las Naciones Unidas Sobre Cambio Climático, de sus siglas eninglés UNFCCC, United Nations Framework Convention on Climate Change

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costos mayores en el desarrollo del mercado y la infraestructura para estoscombustibles.

¿Qué podemos hacer con las grandes cantidades de CO2 capturado?Su uso comercial sería ideal, pero, aplicaciones a gran escala están limitadas.La mayoría de los procesos químicos usan CO2 y éstos requieren cantidadesrelativamente pequeñas, están en el orden de millones de toneladas, en tantoque los combustibles fósiles producen billones de toneladas. Alternativamen-te, grandes cantidades de CO2 capturado pueden almacenarse en formacionesgeológicas y en el fondo del océano.

Los sumideros geológicos para el CO2 incluyen formaciones salinas muyprofundas, la utilización de los pozos petroleros vacíos y de gas están dispersospor todo el mundo y pueden ser utilizados para estos fines. Todas estasposibilidades de almacenamiento pueden contener varios cientos de miles deGt de carbono.

La captura y almacenamiento de CO2 en las formaciones salinas o enlos pozos petroleros y de gas vacíos, puede lograrse mediante tres mecanis-mos: desplazamiento al sitio del CO2; disolución de CO2 en fluídos y porreacción química del CO2 con minerales presentes para formar compuestossólidos estables como los carbonatos. La técnica del desplazamiento predomi-na inicialmente, pero la disolución y la reacción vienen a ser más importantesen la línea de tiempo. Otra posibilidad de almacenamiento son las minas decarbón agotadas, el CO2 se difunde a través de la estructura porosa del car-bón y éste es absorbido físicamente. Este es semejante al proceso en el cualel carbón activado remueve las impurezas del agua o del aire.

Los océanos representan por mucho, un sumidero con un gran poten-cial, contiene aproximadamente 40,000 GtC (billones de toneladas métricasde carbono) comparado con solamente 750 GtC en la atmósfera y 2,200 GtCen la biósfera terrestre. Como resultado, la cantidad de carbono que podríaduplicar la concentracion atmosférica, cambiaría la concentración en los océa-nos por menos del 2%. En la escala de tiempo de mil años, corresponderíaal 80% de las emisiones antropogénicas de CO2 que serían transferidas alocéano. Las descargas de CO2 directas sobre el océano acelerarían este pro-

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ceso, pero el proceso natural se vería reducido, y esto redundaría en unaconcentración de CO2 y su velocidad de incremento.

El CO2 atmosférico es transferido rápidamente al mar mediante unainterface aire-mar, particularmente, cuando vientos fuertes provocan olas degran tamaño y un atrapamiento de burbujas. Como resultado del equilibrioquímico entre moléculas del CO2, el bicarbonato y iones carbonatados pre-sentes en el agua de mar; aproximadamente el 1% del CO2 permanece sindisolverse en forma molecular. Una vez que el CO2 está disuelto en la su-perficie del agua, este entra a formar parte del ciclo del carbono marino yque ulteriormente es transportado a las profundidades del mar mediante dosprocesos principalmente, solubilidad y por bombeo biológico.

La reacción básica para la determinación del CO2 en agua de mar y enel océano es la siguiente[3]:

kO

CO2Ogas −→ CO2Oaqueous

CO2 +H2O ↔ H2

kH

CO3 ↔k′1

H+ +k′2

HCO−3 ↔ H+ + CO2−3

Donde kO es el coeficiente de solubilidad de CO2 en agua de mar, kH

es la constante de hidratación y k′1 y k′2 son la primera y la segunda constan-tes de disociación del ácido carbónico. El ion carbonatado, es un indicadorimportante para medir la capacidad de amortiguamiento y, por tanto, midela capacidad de neutralización del CO2 en el agua de mar; basándonos en lasiguiente ecuación:

H2O + CO2 + CO2−3 ↔ 2HCO−3

El CO2 puede neutralizarse mediante la adición de partículas suspen-didas de carbonato de calcio; ya sea adicionadas o incorporadas por los sedi-mentos, según la siguiente ecuación:

CO2 +H2O +solido

CaCO3OCa2+ + 2HCO−3

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Esta reacción se lleva a cabo por medio de carbonato de calcio bioge-nético presente en los organismos vivos o muertos calcificados.

En las profundidades del océano, los hidratos de CO2 pueden formarCO2 · 6H2O o CO2 · 8H2O. Esto se supone que se forma alrededor de los500 metros de profundidad y esto está referido como un proceso interfacial,donde el hidrato de CO2 forma una frontera alrededor del CO2 presente; estoes, como si fuera un lago en el fondo de los océanos, que se supone, establee inhibido por una disolución de CO2.

A pesar de las crecientes incertidumbres que existen en relación al tama-ño de los depósitos de carbono, simples cálculos basados en la concentraciónactual del CO2 y la saturacion teórica alcanzable en las profundidades de losocéanos, indican una notoria capacidad de varios millones de gigatoneladasde CO2. De una forma particular, esto está constreñido por la cantidad deiones carbonatados disponibles a neutralizarse por el ácido carbónico forma-do por la disolución del CO2. Se tiene estimado que en las profundidades delocéano los carbonatos presentes están en el rango de 1,600 Gt a 4,920 GtCO2. La cantidad de iones carbonatados disueltos en las profundidades delocéano, a profundidades mayores a 500 metros se han estimado del orden de1,320 Gt de CO2 equivalente. Estas cifras son especulativas y empíricas, porlo que deben ser tomadas con mucha cautela.

La inyección del CO2 en las aguas profundas de los océanos, es induda-ble que ejerce diferentes impactos a las introducidas a las aguas intermedias.Abajo de los 3,000 metros podemos anticipar que el CO2 formará una plumalíquida densa, la cual formará un lago de CO2 líquido en el fondo subma-rino, unido a los hidruros de CO2. Esta superficie inhibirá su disolución enesas aguas, ya que las aguas profundas tienen una velocidad de transferenciamucho más baja que en la superficie. Teóricamente, se sugiere que el lago deCO2 formado en las profundidades del fondo submarino, sería equivalente ala generación de energía eléctrica, de una planta de carbón de capacidad de1GW, por 10 años de operación, y podrían cubrir una superficie de 654,500m2 del fondo submarino a una profundidad de 80 metros; conteniendo apro-ximadamente 58 millones de toneladas de gas licuado. Suponiendo que, la

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alberca se encuentra a unos 80 metros de profundidad. Esta hipótesis estávalidada por medio de un modelo matemático[9].

Tabla 11 Estimación de los depósitos de carbono en diferentes medios

Tamaño de yacimientos Gt carbonoOcéanos 44,000Atmósfera 750Terrestres 2,200

Potencial de secuestro Gt carbonoOcéanos 1000sFormaciones salinas profundas 100s - 1000sYacimientos petroleros y gas agotados 100sMinas de carbón 10s - 100sTerrestres 10s

11.1. Implicaciones potenciales

Con base en lo anterior expuesto, los factores que debemos analizarsobre los efectos en el ecosistema son los siguientes:

1. Reducción del pH

2. Disilución de carbonatos

3. Recuperación de materiales tales como: óxidos de azufre, óxidos denitrógeno y metales

4. Formación de nuevos compuestos tales como metales y amonia

5. Predicción de efectos adversos

Con el objeto de predecir el alcance de los impactos, es necesario esta-blecer una línea base que relacione tanto escala como extension de las alte-raciones físico-químicas y de los efectos al sistema biológico. Como ya hemoshecho notar, la predicción de la alteración del pH está basado en un modelo

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matemático y que por esa razón, es casi improbable que los medios tecnoló-gicos existan para poder obtener datos en el sitio o informacion relevante deun cambio en la escala del potencial de hidrógeno en las profundidades delos océanos resultantes del almacenamiento del CO2.

12. Conclusiones

Tecnológicamente, la captura y almacenamiento de CO2 es posible, ydurante este siglo podría jugar un papel significativo en la reducciónde las emisiones de gases de efecto invernadero. Ahora bien, todavíaquedan muchas cuestiones por resolver antes de que estas técnicas seextiendan a gran escala.

Para aumentar el conocimiento y la experiencia sobre estas técnicas,deberán realizarse más proyectos de gran escala en el sector eléctrico.Se requieren más estudios para analizar y reducir los costes, así comopara evaluar la conveniencia del potencial geológico de los lugares dealmacenamiento. También se requieren más experimentos pilotos sobrela carbonatación mineral. Asimismo, es preciso realizar estudios sobrelos impactos ecológicos que el CO2 puede producir en las profundidadesoceánicas.

Además, es necesario crear un marco legal y reglamentario adecuado, yeliminar las barreras que traban su implantación en los países en víasde desarrollo.

Si se dan ciertas condiciones y se resuelven los vacíos de conocimiento,en unas cuantas décadas los sistemas de captura y almacenamiento deCO2 podrían implantarse a gran escala, en tanto que se establezcanpolíticas que limiten sustancialmente las emisiones de gases de efectoinvernadero.

Otras de las cuestiones que quedan por resolver son el potencial detransferencia y de difusión de las tecnologías de captura y almacena-

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miento de CO2, las oportunidades que tienen los países en vías dedesarrollo a la hora de explotarlas, la aplicación de estas tecnologíasen las fuentes de biomasa de CO2 y las posibles interacciones entre lainversión en la CCS y las otras opciones de mitigación.

En cuanto a las fugas a largo plazo desde los lugares de almacena-miento, deberá establecerse un tope para la cantidad de pérdidas quepueden permitirse, si la CCS pasase a considerarse como una medida demitigación del cambio climático. Si se consigue retener el CO2 en unafracción de 90-99% durante 100 años, o de 60-95% durante 500 años,estos almacenamientos temporales podrían ser considerados como unaopción válida para la mitigación del cambio climático.

El consenso científico considera la captura y almacenamiento de car-bono como una de las principales opciones para reducir las emisiones deCO2. Si se extendiera esta tecnología, los costes asociados a la estabili-zación de la concentración atmosférica de los gases de efecto invernaderose verían reducidos, como mínimo, en un 30%.

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Referencias

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[2] David, J. Economic Evaluation of Leading Technology Op-tions for Sequestration of Carbon Dioxide. M. S. Thesis,http://sequestration.mit.edu/bibliography, 2000.

[3] Herzog, H. . What future for Carbon Capture and Sequestration? En-vironmental Science and Technology, 35(7):149A–153A, 2001.

[4] Herzog, H.; Caldeira, K.; Adams. E. Carbon sequestration via directinjection, http://web.mit.edu/energylab/www/hjherzog. Encyclopediaof Ocean Science, 2004.

[5] Herzog, H.; Drake, E.; Adams, E. CO2 Capture, Reuse, and StorageTechnologies for Mitigation Global Climate Change. A White Paper;DOE Order No. DE.AF22-96PC01257; U.S. Government Printing Of-fice: Washington, D.C., 1997.

[6] Herzog, H.; Eliasson, B.; Kaarstad, O. Capturing Greenhouse Gases,.Sci. Am, 282(2):72–79, 2000.

[7] Intergovernmental Panel on Climate Change (IPPC). Special Reporton Carbon Dioxide Capture and Storage, Summary for Policymakers.http://www.ipcc.ch/activity/srccs/index.html, 2005.

[8] IPCC. Special Reports on Renewable Energy Sourcesscoping meetingon renewable energy sources Carbon Dioxide Capture and Storage.,The Edinburgh Building Shaftesbury Road, Cambridge CB2 2RU EN-GLAND, 2005.

[9] Johnston, P; Santillo, D. Carbon Capture and Sequestration: PotentialEnvironmental Impacts. IPCC, Workshop on Carbon Dioxide Captureand Storage, 35, 2005.

39

[10] McDonald, A. and Schrattenholzer, L. Energy policy. Learning Ratesfor Energy Technologies, 29:255–261, 2001.

[11] U.S. Department of Energy;. Carbon sequestration research and de-velopment doe/sc/fe-1. U.S. Government Printing Office: WashingtonDC, 1999.

[12] Rubin, E. S.; Chen, C. and A.B. Rao. Cost and Performance of Fos-sil Fuel Power Plants with CO2 Capture and Storage. Energy policy,DOI:10.1016/j.enplo.2007.03.009(3), 2007.

[13] Rubin, E. S., et. al. Use of Experience Curves to Estimate the Futu-re Cost of Power Plants with CO2 Capture. Int. J. Greenhouse GasControl., 1:188–197, 2007.

40

13. Biografía

Resumen de Cualificaciones

El resultado de su curriculum profesional, de más de 32 años de ex-periencia, le da una solidez y visión en gestión administrativa, fabricación,control de calidad, implantación de tecnologías, materiales compuestos pa-ra la industria aeronáutica, investigaciones tecnológicas, metalurgia física,enseñanza universitaria, gestión de programas y presupuestos, modelizaciónteórica. La experiencia en estas actividades conlleva liderazgo, motivación yentrenamiento de equipos humanos.

Formación Académica

Doctor Ingeniero, Universidad Politécnica de Madrid, Madrid, España.Diciembre 1995

Master in Engineering Science, Metallurgical Engineering, Universityof Michigan, Ann Arbor, Michigan (USA). Abril 1982.

Licenciatura en Ingeniería Mecánica, Universidad Iberoamericana. Mé-xico 1977.

Especialidades

• Gestión Administrativa • Desarrollo Tecnológico •Modelización Teó-rica • Sistema de Administración Ambiental • Fabricación • Ingeniería deProducción.

Experiencia Profesional

Febrero 1997 a la fecha.

1

Comisión Federal de ElectricidadPuesto: Gerente de Protección Ambiental.Actividad:

• Asegurar la adecuada tecnología a fin de generar ingresos adi-cionales por la aplicación de la metodología del Mecanismo deDesarrollo Limpio, Protocolo de Kyoto.

• Promover las mejores prácticas en los siguientes temas ambienta-les:

◦ Desarrollo Sustentable

◦ Economía Ambiental

◦ Ciclo de vida

◦ Evaluación ambiental Estratégica

• Proponer de manera conjuta con la autoridad ambiental los están-dares que regularán el sector energía.

• Alinear los objetivos de la Gerencia de Protección Ambiental conlos de la Dirección General.

• Promover las mejores prácticas a fin de desarrollar las competen-cias, conocimiento y habilidades de los colaboradores mediante eldesarrollo y capacitación de proyectos en las ciencias ambientales.

• Impulsar la capacitación ambiental y desarrollo de proyectos am-bientales con las instituciones académicas.

• Unificación de las normas ISO 9000-2000, 14000 y Seguridad enel Trabajo bajo un único manual. Esta gestión sitúo a la empresaentre las primeras del mundo en la integración normativa y hamerecido la certificación del IMNC (México).

• Evaluación de los impactos ambientales de obras y acciones desti-nadas a la generación de energía eléctrica.

• Implementación del Sistema de Administración Ambiental en laComisión Federal de Electricidad: más de 70,000 empleados, 199

2

centrales térmicas de generación, 1,400 subestaciones eléctricas yuna generación diaria de 38,200 MW/hora.

• Implementación de la norma ISO 14000 a nivel nacional.

• Implementación del Sistema de Desarrollo Sustentable para el sec-tor eléctrico en coordinación con el Grupo E7 (Canadá).

• Implementación de un sistema integrado que reúne las normasISO (9000-2000, 14000 y Seguridad y Salud en el Trabajo) bajoun procedimiento único. Este trabajo ha sido certificado por unainstitución reconocida por ISO.

• Definición de las regulaciones ambientales respecto a la localiza-ción de sitio de plantas de productores externos de energía.

Febrero 1997 a Enero 2001

Secretaría de la Defensa Nacional, México, D.F.Actividad: Asesor de la Fábrica Nacional de Armas

Septiembre 1989 a Enero 1997

Construcciones Aeronáuticas, S.A., Madrid, España.Actividades:

• Coordinador de ingeniería para el programa EFA (European Figt-her Aircraft).

• Gerente del programa SAAB-2000.

• Gerente del programa F-18.

• Jefe de la Junta de Revisión de Materiales para los programas delConsorcio AirBus.

• Clearance NATO (OTAN) 1989-1996, programa EFA.

Enero 1987 a Abril 1989

Turbometalaria Hefesto, S.A., México, D.F.Puesto: Gerente de Producción

3

Actividades: Planificación, operación y fabricación (Turn-on key), trans-ferencia de tecnología.

Agosto 1987 a Enero 1989

Empresa: Universidad Panamericana, México D.F.Puesto: Profesor de la Escuela de Ingeniería.

Octubre 1985 a Abril 1987

Kennamex, S.A., México, D.F.Puesto: Gerente de Control de Calidad.Actividad: Gestión de la calidad en la fabricación de carburos de tungs-teno.

Enero a Mayo 1985

Eaton Componentes para Motores, S.A. de C.V. Edo. de México.Puesto: Jefe de los Laboratorios Metalúrgicos.Actividad: Durante cuatro meses siguió un entrenamiento técnico en laplanta de Kearney, Nebraska y en Marshall, Michigan (HQ), USA. Lafilial de México cerró en Abril de 1985.

Abril 1978 a Enero 1985

Instituto de Investigaciones Eléctricas, I.I.E. México.Puesto: Investigador.Actividad: Asistencia técnica a las plantas generadoras de energía eléc-trica.

Enero 1977 a Abril 1978

Auriga Plásticos, México.Puesto: Jefe del Departamento de Diseño Mecánico.Actividad: Diseño y fabricación de troqueles para la industria del plás-tico.

Enero 1974 a Diciembre 1976

4

Secretaría de Comunicaciones y Transportes.Departamento: Auto Transporte FederalActividad: Administrativo.

Patentes

Diseño y fabricación de un mezclador de cementos polimerizados. Pa-tente cedida al Instituto de Investigaciones Eléctricas. Julio 1979.

Tesis

Tesis para la obtención del grado de Doctor Ingeniero, Simulación dela Transformación Martensítica Inducida por una Energía de Deforma-ción Elástica. Diciembre 1995

Tesis para la obtención del grado de Licenciado en Ingeniería Mecánica,Tratamientos Termomecánicos de los Metales. Junio 1977

Publicaciones

Que hay detrás de una Manifestación de Impacto Ambiental,MIA, publicado por la Comisión Federal de Electricidad, México, D.F.2007.

Plan estratégico Institucional de Desarrollo Sustentable, PEI-DES, publicado por la Comisión Federal de Electricidad, México, D.F.2005.

Teoría de la Nucleación de la Martensita. Publicado por el CE-NIM (España), Revista de Metalurgia, volumen 30, número 2, 1994.

Análisis de falla de elementos mecánicos relacionados con lasplantas termoeléctricas. Comunicación Privada del Instituto de In-vestigaciones Eléctricas. Noviembre 1984

5

Análisis de falla de un cable del tiro de mina de la compañíaMinera de Real del Monte y Pachuca. La compañía procesa 2,400toneladas métricas por día en su planta de concentrados. ComunicaciónPrivada, Instituto de Investigaciones Eléctricas. Septiembre 1984

Simulación de la existencia de la fase σ en un sistema baseníquel. Comunicación Privada, Instituto de Investigaciones Eléctricas.Mayo 1984

Análisis de falla de una tubería de 12 pulgadas de diámetrode la compañía Minera de Cananea. La compañía procesa 30,000toneladas métricas por día en su planta de flotación. ComunicaciónPrivada, Instituto de Investigaciones Eléctricas. Marzo 1984.

Simulación de las transformaciones metalúrgicas que sufre unatubería durante el proceso de soldadura (TIG). ComunicaciónPrivada, Instituto de Investigaciones Eléctricas. Octubre 1983

Análisis de falla de la pared de agua de la planta termoeléc-trica número IV del Valle de México. Comunicación Privada, Ins-tituto de Investigaciones Eléctricas. Junio 1983

Diseño y experimentación del comportamiento en alta tempe-ratura 538◦C, de una unión soldada de material disímil en unaaleación del tipo 2.25 CrMo/304 Stainless Steel bajo termo-fluencia y propagación de grieta. Comunicación Privada, Univer-sity of Michigan and Detroit Edison, USA. Diciembre 1982

Seminarios, Cursos

Finanzas para no Financieros, Centro de Estudios Financieros, Madrid,España. Agosto 2005. Curso

Gestión Sanitaria, Centro de Estudios Financieros, Madrid, España.Noviembre 2004. Curso

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Finanzas para Ejecutivos no Financieros, Instituto Tecnológico Autó-nomo de México, ITAM, México, D.F. 11–20 octubre 1999. Curso

Dirección de Empresa D–1, Instituto Panamericano de Alta Direc-ción de Empresa, IPADE, México, D.F. Septiembre 1997 a Julio 1998.Diplomado

Instalaciones de Energía Solar, Centro de Estudios de la Energía Solar,Sevilla, España, Octubre 1996. Diplomado

Corrosión en componentes aeronáuticos, Construcciones Aeronáuticas,Madrid, España, Marzo 1994. Curso

Materiales Compuestos para la Industria Aeronáutica, impartido porUnited States Air Force USAF en Construcciones Aeronáuticas, Ma-drid, España, Diciembre 1993. Curso

Finance and Accounting Program, Alexander Hamilton Institute. Mé-xico, D.F. Junio 1988. Diplomado

Statistical Process Control Applied a Production, Seminario impartidoen Kearney Plant, Nebraska, USA. Enero 1985. Seminario

Escritura Técnica, Instituto de Investigaciones Eléctricas, Octubre 1984.Curso

X-ray Diffraction Techniques, University of Michigan, Junio 1984. Curso

Tratamientos Térmicos y sus Aplicaciones, Universidad Nacional Au-tónoma de México, México, Marzo 1979. Curso

Metalurgia Física Avanzada, Universidad Iberoamericana, Junio 1977.Curso

Metalurgia Física Aplicada a la Ingeniería, Universidad Iberoamerica-na, Febrero 1977. Curso

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Reconocimientos

Cum Laude por unanimidad del Jurado por la defensa de la TesisDoctoral, Universidad Politécnica de Madrid, España, Diciembre 1995.Reconocimiento

Nivel II en pruebas No-Destructivas (Líquidos Penetrantes) reconocidospor American Society of Non-Destructive Test, por medio de Eaton Co.Kearney, Nebraska, USA. Marzo 1985. Reconocimiento

Reconocimiento por la Secretaría de Educación Pública como Candi-dato Investigador, México, D.F., México. Julio 1984. Reconocimiento

Beca para obtener el grado de Maestro en Ciencias Master in Scienceof Engineering, Metallurgical Engineering 1979-1982 por el CONACYTy el Banco de México, S.A., México, D.F., México. Premio

Idiomas

Español e Inglés.

Afiliaciones Profesionales

American Society for Metals, 1981.

The Metallurgical Society of AIME, 1982.

Materials Research Society, 1992.

Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas, A.C., 1999

• Registro Colegiado 7285

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Datos Personales

Apellidos: Aguinaco BravoNombre: Vicente JavierFecha de Nac.: 8 de septiembre 1952Nacionalidades: MexicanaDirección oficina: Boulevard Adolfo Ruiz Cortines 4156 piso 5

C.P. 01900, México, D.F.Tel. of.: 5481-7507email: vaguinaco@cfe.gob.mxProfesión: Dr. Ingeniero

14. Agradecimientos

Deseo expresar mi más sincero agradecimiento al Doctor Don José Mi-guel González Santaló por su incondicional apoyo, también quiero agradeceral Doctor Don José Luis Fernández Sayas por su integridad, su aplomo ypor su patrocinio; al Doctor Don Manuel Martínez por su compromiso, deigual manera al Doctor Don José Manuel Echeverria Villagómez por su apo-yo. Quiero agradecer de una manera muy especial a mis padres, Don VicenteAguinaco Alemán† y Doña Maria Guadalupe Bravo Velasco por su apoyoincondicional a lo largo de mi existencia y por animarme a alcanzar estameta y a seguir creciendo. A Leticia Sotelo Flores, mi compañera, por suamor, paciencia y apoyo sin condiciones. A Don Fabián Aguinaco Bravo, mihermano, que siempre me ha acompañado, animado a dar lo mejor de mi yque en los momentos difíciles ha estado presente.

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