RESUMEN
Entre las iniciativas para el control del CO2 atmosférico, la Captura y Almacenamiento Subterráneo de Carbono (CCUS) constituye una de las más viables para para suprimir a escala industrial CO2 atmosférico y de emisores industriales concentrados, almacenándolo permanentemente en recipientes geológicos de escala masiva. La implementación global de proyectos CCUS se encuentra en fase incipiente, con capacidad de 40 Mt de CO2 anuales a 2021 y proyección de crecimiento a 800 Mt en el año 2050 para cumplir las metas del Acuerdo de París de 2015. Esta condición abre una interesante oportunidad para que países de Latinoamérica fomenten desarrollo industrial, respalden sus economías y aporten al cumplimiento global aprovechando sus extensas cuencas sedimentarias tanto en tierra como costa fuera. En el caso Latinoamericano, la masificación de CCUS se puede apoyar de extremo a extremo en conocimientos y tecnologías establecidas y desarrolladas desde hace décadas en la Industria y Academia de la región.
INTRODUCCION
Es un hecho que en los últimos +/- 11.000 años se registra un ciclo natural de cambio climático de frío a caliente propio de un período inter-glacial. A este cambio climático natural se superpone el aporte antropogénico de volúmenes apreciables de gases invernadero como CO2, CH4 y H2O que se agregan al volúmen de esos mismos gases, que es producto de ciclos naturales como por ejemplo el ciclo del carbono. Se estima que a la atmósfera ingresan 800 Gt de CO2 cada año tanto natural como antropogénico, 96% del cual (768 Gt CO2) es reciclado por procesos naturales y un 4% (32 Gt de CO2en 2020, equivalente al total anual de emisiones antropogénicas) queda sin ser reciclado (IEA, 2021), es acumulativo y suma al cambio climático natural, con consecuencias negativas para el equilibrio natural del planeta.
Acciones globales coordinadas desde Tratados Internacionales como el Acuerdo de Paris de 2015, vinculante para 196 países, apuntan a limitar las emisiones de gases invernadero para restringir el incremento de temperatura atmosférica en lo que queda del siglo XXI a no más de 2°C por encima de la temperatura global pre-era industrial, preferiblemente 1,5°C (UNFCCC, 2022). Las acciones encaminadas a esta meta global están materializándose en marcos regulatorios y fiscales que
- Definen límites volumétricos al carbono vertido a la atmósfera
- Gravan las emisiones industriales de carbono
- Fijan estímulos directos a proyectos de decarbonización
- Promueven una transición a energías menos contaminantes
Buena parte de este marco fue y sigue siendo impulsado por una conciencia ambiental que inició en los años ‘60’s en algunos pocos países desarrollados, pasó a global en los últimos veinte y devino en una extendida matriz de opinión adversa al petróleo y gas y favorable a tecnologías verdes.
Entre estas últimas, destaca como solución viable de decarbonización con impacto potencialmente masivo la Captura y Almacenamiento de Carbono en el subsuelo (Carbon Capture and Underground Storage, CCUS); consideramos que la masificación de esta tecnología abre una importante ventana de oportunidad comercial y de cuidado ambiental, que ya ha arrancado en unos varios países principalmente en Norteamérica, Europa y Asia. En esta etapa temprana los países latinoamericanos pueden capitalizar la oportunidad para integrarse a la economía global de carbono si empresas, instituciones gremiales, entes regulatorios, y órganos legislativos reaccionen con la agilidad y rapidez necesarias para posicionar a sus países y empresas en una industria altamente tecnificada, con potencial de desarrollo y valor geoestratégico.
RACIONAL TECNICO
Como es conocido, el CO2 es un gas a condiciones atmosféricas; la relación entre el volumen que ocupa el CO2 bajo presión en el subsuelo respecto al que ocupa en condiciones normales está en el orden de 0,005. Para facilitar el manejo en superficie y maximizar la cantidad inyectada, el CO2 se puede llevar a estado supercrítico, donde se comporta en forma similar a un líquido y ocupa 250 veces menos que el gas en la atmosfera. Este estado se alcanza a temperaturas mayores de 31°C y 1.100 psi de presión (Department of Energy, 2022 y Witlowski et al., 2014) Ambas condiciones existen en el subsuelo de todas las cuencas sedimentarias por debajo de los 1.000m (unos 3.200 pies), lo cual ubica a los reservorios geológicos para CCUS en rangos de profundidad y condiciones operacionales similares a las encontradas regularmente en actividades de Exploración y Producción de gas o petróleo.
El almacenamiento subterráneo de CO2 es posible, como es sabido desde hace varias décadas, en capas naturalmente porosas y permeables que existen en todas las cuencas sedimentarias, algunas de ellas regionalmente extensas y continuos. Para que puedan recibir y preservar el CO2, es también necesario que las capas conformen trampas naturales, con cierres estructurales o estratigráficos que delimiten el volumen de del recipiente geológico. Las capas permeables a su vez deben estar cubiertas por capas impermeables y mecánicamente resistentes que actúen como sellos naturales para garantizar que el CO2 permanece en el subsuelo. Dado que el CO2 puro en estado supercrítico ocupa 250 veces menos volumen que el mismo CO2 gaseoso en la atmosfera, el almacenamiento se procura a profundidades suficientes para que el CO2 quede almacenado en estado supercrítico.
Una vez en el subsuelo, el CO2 puede actuar en procesos EOR (Enhanced Oil Recovery, o recuperación mejorada de petróleo) que es una práctica establecida hace más de 40 años en campos maduros de petróleo (IEA, 2020). En reservorios salinos permanentes parte del CO2 queda fijado en componentes minerales de la la roca por diagénesis inducida. Dependiendo de las condiciones de subsuelo, el CO2 en fase pseudo-líquida pude moverse hacia abajo por contraste de densidad, o puede en parte retornar a fase gaseosa formando “plumas” volumétricas que lentamente migran al tope del recipiente geológico.
A todas estas, la caracterización de la litología y la arquitectura interna de las cuencas sedimentarias, y el modelado predictivo de propiedades de roca, composición y dinámica de los fluidos del subsuelo son centrales a conocimientos y tecnologías manejados desde hace más de 90 años en industria y academia, y directamente adaptables a procesos CCUS: estratigrafía de secuencias, análisis estructural, ingeniería de yacimientos, modelado de cuencas y modelado estático y dinámico de yacimientos. Y múltiples recursos y tecnologías asociadas, por ej. sísmica 3D y 4D, análisis geoquímicos, sensores remotos y campos potenciales.
Podemos entonces definir, de manera similar al sistema petrolero de Magoon y Dow (1994), un sistema de presión natural para CCUS en cuencas sedimentarias, donde diversos estilos de trampas selladas o “plays” constituyen recipientes naturales para guardar CO2 permanentemente en el subsuelo.
ESTADO DEL ARTE
Las fuentes de CO2 para proyectos CCUS hasta ahora son emisores industriales concentrados como plantas térmicas, de cemento o de fertilizantes en contraposición a fuentes no concentradas como el transporte aéreo y terrestre.
A 2022, hay 27 proyectos CCUS de gran escala en operación, 4 en construcción y 102 en desarrollo con capacidad entre 0,1 y 7 Mt CO2/año (GSSI, 2021, Statista 2022).
En el Escenario de Desarrollo Sostenible (SDS) para cumplir las metas del Acuerdo de París, se requiere enterrar 220 Gt entre 2020 y 2070 IEA 2020, 2021) Este volumen es una fracción del espacio geológico disponible, unos 8.000 a 55.000 Gt (Malischek y McCulloch 2021); esto en términos prácticos implica que hay amplio espacio para almacenar CO2 en el subsuelo.
El crecimiento global para alcanzar esta meta se proyecta de los 36,6 Mt CO2/año a 2021 a unas 800 Mt CO2/año para 2030. El portafolio de proyectos CCUS proyectado a 2030, sin embargo, totaliza solamente unos 220 Mt CO2/a (Kearney, 2021) lo cual implicaría una demanda adicional de 580 Mt CO2/ o unos 300 a 600 proyectos, dependiendo de la escala.
RIESGOS
Los proyectos CCUS son de capital intensivo, demandan cuidadosa planificación con tiempos de desarrollo y construcción largos (3 a 5 años) y son de largo plazo. Mantenerlos activos requiere que haya un retorno comercial por volumen almacenado, y es esa precisamente la debilidad principal de CCUS. Hasta 2016, se cuentan 12 proyectos cancelados en USA, 3 en Canada, 9 en la UE, 2 en Noruega y 2 en Australia (MIT, 2016). Principalmente por causas relacionadas con financiamiento o con rendimiento comercial, aunque también rechazo social y problemas organizativos han actuado también negativamente. Puede decirse que el principal reto de proyectos masivos de CCUS es entonces el financiamiento para la inversión de CAPEX y articular el modelo comercial que cubra el OPEX y retorne rentabilidad.
El riesgo relacionado con tecnologías, operación y logística (por ej., compresoras, ductos, perforación de pozos, facilidades de inyección, etc.) es similar al riesgo de cualquier proyecto de complejidad similar (petróleo y gas, refinación, etc.) donde es de particular atención la integridad en el largo plazo de pozos y equipos de subsuelo. Se trata de tecnologías maduras y el riesgo técnico es manejable como en aplicaciones industriales similares como refinación y perforación, por poner dos ejemplos. Sin embargo, en algunas regiones hay matrices de opinión adversas a CCUS y por ello todos los proyectos CCUS deben apalancarse con una adecuada gestión social y relación con la comunidad.
El riesgo geológico implicado en presurizar porciones extensas del subsuelo es también un factor a considerar, pues los sellos litológicos bajo ciertas condiciones pueden ser susceptibles de quiebre, y condiciones particulares de presión causar sismicidad inducida (Perez -López et al., 2022).
Para manejar este riesgo, se capitaliza el vasto conocimiento ganado en aplicaciones especializadas como sísmica 3D y 4D, sensores remotos, geomecánica, microsísmica, caracterización de sellos y modelado predictivo de geopresiones, entre otros. Como caso de estudio puede comentarse el proyecto gas-CCUS de In-Salah, Argelia que fué suspendido en 2011 a los siete años de iniciada la inyección cuando el monitoreo de subsuelo indicó que el sello geológico empezaba a alterarse en una localidad particular y se aplicó el protocolo previsto de manejo de riesgo (Ringrose et al., 2013).
FINANCIAMIENTO
Los proyectos CCUS demandan fuertes inversiones en capital, en el orden de cientos a miles de millones de US$ dependiendo de la capacidad y el tipo de instalación; el costo por tonelada capturada e inyectada varía también de 70 a 100 $/tonelada (Sundar, 2022).
Los proyectos activos hasta la fecha asocian CCUS a actividad comercial de emisores industriales concentrados (refinación, generación…) combinando además entre estos cuatro recursos para buscar viabilidad comercial:
- Apalancamiento en EOR
- Subsidios estatales
- Capital privado
- Financiamiento multilateral
Por otra parte, a la sombra de los marcos regulatorios surgen modos adicionales para financiar CCUS:
- Financiamiento por economía de carbono
- Comercialización como servicio industrial para terceros
La Economía de Carbono en evolución desde inicios de la década pasada, permite financiar de forma indirecta proyectos “verdes” a través de Esquemas de Comercio de Emisiones (Emission Trading Schemes, ETS), que son instrumentos soberanos de comando y control, auspiciados por los Tratados Internacionales (ej. Acuerdo de Paris) adoptados a través de varios esquemas, como los Impuestos al Carbono o los esquemas Cap-and-Trade.
Con los Impuestos al Carbono, los emisores pagan por cada tonelada de gases invernadero emitida (CO2, CH4, NO y gases fluorinados), contabilizado todo en CO2 equivalente. A la fecha 27 países incluída Colombia (Ley 1819 de 2016) manejan impuestos de Carbono, que varían entre 129,89 y 0,07 US$/ton CO2 eq con promedio de 47,31 US$/ton CO2 eq (Bray, 2022) y aproximadamente 5 US$ / ton CO2 eq en Colombia.
En USA funciona el esquema Cap-and-Trade, que fija cuotas y penaliza excesos de emisión en 12 estados; se estima que es inminente la aprobación de impuestos de carbono en ocho estados (Tax Foundation, 2022 CIAT 2022, C2ES 2022). En USA hay incentivo impositivo (Tax Credits) al almacenamiento de CO2, 24 a 36 US$/tonelada en reservorios salinos o en EOR, respectivamente (Moch et al., 2022)
Por otra parte, los países a través de ETS estimulan la emisión y comercio de títulos valores (Bonos de Carbono, Certificados Verdes, etc) que representan volúmenes certificados de CO2 que son removidos de la atmósfera o de fuentes industriales y que los países reconocen en sustitución de los pagos directos que de otra forma los emisores tendrían que hacer al Estado para honrar los Impuestos de Carbono y similares. Siendo instrumentos certificados, los ETS pueden financiar proyectos en países distintos al país de origen del emisor. La Economía de Carbono vía ETS es un segmento que va a seguir creciendo en la medida que más países instalen Impuestos de Carbono en sus territorios. Esta economía, dinámica y transnacional, puede ser aprovechada por nuevos países, por ejemplo de Latinoamérica, para financiar proyectos verdes.
OPORTUNIDADES
El potencial para CCUS en centros industriales aplica también para Latinoamérica, y ya hay proyectos activos, ej. Petrobras opera en Brasilun proyecto CCUS de 0,7 Mt CO2/a. En otros países, organismos de gobierno e institutos de investigación han avanzado estudios regionales y hojasde ruta, como en el caso de Mexico (Wright et al., 2013 Mota (2015) o estudiosde potencial de CCUS en Argentina (Coraliae y BA Energy (2015). Colombia haliderado en estudios técnicos para CCUS-EOR en cuencas como el Valle Medio(Cardozo et al., 2022) y estudios estratégicos de potencial regional; en el caso de Colombia se calculó 5,9 My CO2/a de potencial de captura y capacidad total de 154 Mt CO2 de almacenamiento geológico en campos maduros para cuatro clusters regionales que apalancan captura de CO2 enplantas industriales con proyectos EOR (Yañez et al., 2015), siguiendo la experiencia exitosa de USA y Canadá. En la medida que nuestros países emitan legislación y estimulen la instalación de proyectos CCUS, se podrán capitalizar varias ventanas de oportunidad que almomento se empiezan a abrir:
- La primera es la asociación CCUS – EOR, aplicable en aquellos países con campos maduros de petróleo de cierto tamaño, empezando con plantas industriales existentes al estilo de como inció CCUS en USA y Canada.
- Un segundo frente de oportunidad es el apalancamiento con CCUS con generación eléctrica en sitio, desarrollando descubrimientos o campos de pesados que podrían resultar rentables, o más rentables, de esta forma.
Por otra parte,los países latinoamericanos, petroleros o no, tienen extensas cuencas sedimentarias tanto en tierra como en costa fuera que les pueden permitir eventualmente posicionarse en CCUS siempre de acuerdo a necesidades y condiciones.
- La operación comercial de clusters CCUS para almacenar CO2 de clientes industriales podría constituir una tercera ventana de oportunidad. El proyecto Northern Lights de Equinor, Shell y Total apunta justo a eso: el consorcio recibe y procesa CO2 de clientes en de Europa, lo lleva por vía marítima a terminales costeros en Noruega, por carboducto submarino hasta el sitio de inyección costa fuera y lo almacena por una tarifa comercial en reservorios salinos profundos costa fuera de Noruega.
- Los procesos de Captura Directa de CO2 del Aire (Direct Air Capture, DAC) constituyen una cuarta ventana de oportunidad, que empieza a desarrollarse.Tal es el caso de OXY DAC (1Pointfive) en la cuenca Pérmica, USA con un proyecto CCUS apalancado en EOR de 1 Mt CO2/a para arrancar en 2024. Las tecnologías DAC se ubican en el lugar de almacenamiento, lo cual facilita proyectos CCUS en regiones y países cono sin desarrollo industrial significativo.
Así las cosas, es quizá el momento para que los entes institucionales y regulatorios de los países inicien la adopción de normas para definir y cuantificar recursos de almacenamiento de CO2 en recipientes geológicos, sobre lo cual ya hay propuestas (ej. Frailey,2021) que siguen líneas similares a las de las normas aceptadas para reservas de petróleo y gas (ej. SPE 2001).
Con normas claras y prácticas en la mano, se pueden adelantar estudios técnicos, incluidos estudios certificados de recursos de almacenamiento, para diseñar rondas de negocio que promuevan y regulen proyectos industriales de Almacenamiento Subterráneo de Carbono.
Se buscaría de esta forma construir oportunidades novedosas de creación de valor y fomento de desarrollo sostenible, impulsando en el camino acción ambiental, actividad industrial,oportunidades comerciales y promoción social.
REFERENCIAS
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UNIDADES Y ALGUNAS EQUIVALENCIAS
Tonelada(t): refiere a tonelada métrica, 1.000kg. Los emisores industriales más grandes emiten en el orden de 500 a 10.000 t CO2 por día (t CO2/d)
- Mega-tonelada(Mt): equivale a 1.000.000 (un millón) de toneladas. Es la unidad usada para proyectos CCUS. Los proyectos de CCUS se diseñan para escalas de 0,1 Mt de CO2 al año (Mt CO2/a)e adelante, estando los más frecuentes en el orden de 1 Mt CO2/a y los más grandes en no más de 7 Mt/a
- Giga tonelada (Gt): equivale 1.000 Mt, 109toneladas, mil millones de toneladas (un billón), o 1012 kg. Se usa para cifras globales de emisión, como el acumulado anual de emisiones antropogénicas (unas 37 Gt CO2/a), o la capacidad minima estimada de almacenamiento subterráneo de 8.000 Gt (Malischek y McCulloch, 2021)
