En los esfuerzos por frenar el calentamiento global, un conjunto de tecnologías prometedoras vienen ganando protagonismo. Son sistemas diseñados para la captura, la utilización y el almacenamiento de carbono que apuntan a reducir la concentración de dióxido de carbono (CO2) en la atmósfera y mitigar así los efectos de los cambios climáticos. Estos sistemas son capaces de separar e impedir la liberación del anhídrido carbónico generado durante la prospección, la producción y el uso de combustibles fósiles y biocombustibles, o incluso capturarlo directamente de la atmósfera, para después almacenarlo durante largos períodos en depósitos geológicos subterráneos o reutilizarlo directa o indirectamente en otros productos.
Cuatro proyectos con este perfil, conocidos por su sigla en inglés CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage), están siendo preparados para su puesta en marcha a escala piloto en Brasil en los próximos meses y serán los primeros en operación en instalaciones terrestres en el territorio nacional. Petrobras, que ya realiza operaciones CCUS en 23 plataformas marinas de petróleo y gas, ha comenzado a implementar un sistema de captura y estocaje en su unidad de procesamiento de gas natural de Cabiúnas, en el municipio de Macaé, estado de Río de Janeiro.
Otra compañía petrolera, Repsol Sinopec Brasil, una joint venture entre la española Repsol y la china Sinopec, está desarrollando dos proyectos que pretenden reducir las concentraciones de carbono en la atmósfera mediante sistemas de captura de carbono directamente del aire. La iniciativa cuenta con la colaboración de la Pontificia Universidad Católica de Rio Grande do Sul (PUC-RS) y del centro de enseñanza, investigación y desarrollo tecnológico Senai Cimatec, en Bahía.
En São Paulo, el Centro de Investigaciones para la Innovación en Gases de Efecto Invernadero (RCGI, por sus siglas en inglés), fruto de una asociación entre la compañía petrolera Shell y la FAPESP, tiene previsto para el año que viene instalar una planta piloto CCUS en el Instituto de Química de la Universidad de São Paulo (IQ-USP) para la generación de metanol verde, un combustible renovable cuya producción no libera contaminantes en la atmósfera. Para ello, la unidad utilizará el CO2 capturado en el proceso de producción de etanol.
“La captura de carbono tiene un rol fundamental en la transición energética”, dice el ingeniero y físico Julio Romano Meneghini, director científico del RCGI. “El mundo necesita con urgencia dejar de depender del petróleo, el gas natural y el carbón. En tanto y en cuanto esta dependencia se mantenga, es necesario capturar y almacenar el CO2 resultante del proceso de consumo de los combustibles fósiles”.
Los sistemas basados en la captura y el almacenamiento de carbono aún son escasos en el mundo. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) elaboró una lista con 47 instalaciones CCUS en operación en 2022, con capacidad para extraer de la atmósfera 45 millones de toneladas de dióxido de carbono (MtCO2) por año, un volumen aún muy limitado frente a las emisiones de 37.400 MtCO2 anuales, contando tan solo el sector de la energía. Teniendo en cuenta solamente los proyectos anunciados, que suman casi 100, la IEA estima que la capacidad de captura y almacenamiento llegará a los 1.000 millones de toneladas en 2030, un volumen superior a las emisiones anuales de la aviación civil, que la agencia calculó en 800 Mt (lea en Pesquisa FAPESP, edición nº 337).
Para 2050, la estimación global de la agencia es de 6.000 MtCO2. Este volumen representa casi el triple del total de las emisiones brasileñas en 2022, que ascendió a 2.180 millones de toneladas de equivalente de dióxido de carbono (CO2e), según el Sistema de Estimaciones de Emisiones y Remociones de Gases de Efecto Invernadero (SEEG), la principal plataforma de monitoreo de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de América Latina. El equivalente de dióxido de carbono es una medida internacional que establece una equivalencia entre todos los GEI (metano, óxido nitroso, entre otros) y el dióxido de carbono.
Petrobras se ha destacado en esta actividad, que puede reportarle beneficios a su proceso productivo. En 2023, la petrolera capturó 17 MtCO2, el 27 % del total secuestrado a nivel mundial. El carbono se extrae del gas natural asociado al petróleo extraído de los pozos del presal. Se lo separa de otros gases presentes como el metano, el etanol y el propano mediante membranas, una de las técnicas en uso (véase la infografía), y se lo vuelve a insuflar en los pozos. Además de evitar la emisión de CO2, este proceso, denominado recuperación avanzada de petróleo, aumenta la productividad de las extracciones.
“La reinyección es una solución para cumplir con el compromiso de la compañía de no liberar en la atmósfera el dióxido de carbono presente en el gas natural y, así, producir petróleo con bajas emisiones de carbono en los campos del presal”, dice Mauricio Tolmasquim, director de transición energética y sostenibilidad de la petrolera.
La empresa separa y almacena más del 97 % de todo el CO2 procedente del gas natural asociado al crudo extraído de los pozos del presal. Desde 2008, cuando puso en marcha este procedimiento, la compañía ha reinyectado más de 53 MtCO2 y tiene previsto expandir las operaciones a otras siete plataformas petroleras. La meta es alcanzar las 80 Mt reinyectadas para 2025.
En 2023, Petrobras anunció un proyecto piloto CCUS en la unidad de procesamiento de gas natural de Cabiúnas, en Macaé, donde ya funciona un sistema de remoción de CO2 que utiliza otra tecnología, la absorción química. La empresa recurre a este sistema para adaptar para la venta el gas natural procedente del presal, que se caracteriza por su alto contenido de CO2.
Actualmente, el dióxido de carbono secuestrado en Cabiúnas se libera a la atmósfera. Con el proyecto piloto, el gas será comprimido y transportado por un gasoducto de unos 60 kilómetros (km) hasta el acuífero salino de São Tomé, en Quissamã (Río de Janeiro), donde será inyectado y almacenado. Esta operación se pondrá en marcha en 2027 y, dado que se trata de un proyecto piloto, se extenderá por dos o tres años, con una inyección anual de 100.000 toneladas de CO2.
“El proyecto piloto permitirá confirmar la capacidad de almacenamiento de São Tomé, que tiene potencial para ser uno de los principales depósitos de CO2 del sudeste de Brasil. También nos permitirá desarrollar y probar técnicas de monitoreo de su almacenamiento para cerciorarnos de que no se producirán escapes”, puntualiza Tolmasquim.
El éxito de esta iniciativa, dice el ejecutivo, será decisivo para que Petrobras siga adelante con un proyecto de instalación del primer hub comercial CCUS del país. Si se confirma, la estructura estará conformada por gasoductos para el transporte del CO2 que conectarán el reservorio salino en Quissamã con otras instalaciones de procesamiento de petróleo y gas de la empresa en el estado fluminense, como la refinería ubicada en el municipio de Duque de Caxias.
Energía de caña de azúcar, maíz e hidrógeno
Además de la industria del petróleo y gas, según analiza Meneghini, de la USP, el sector industrial de la caña de azúcar y el maíz como fuente de energía y los fabricantes de hidrógeno reúnen buenas condiciones técnicas para la instalación de sistemas de captura y almacenamiento de CO2. Hoy en día, el 80 % del hidrógeno que se produce en el mundo utiliza como insumo el gas natural. Es lo que se denomina hidrógeno gris (lea en Pesquisa FAPESP, edición nº 333), cuya fabricación emite contaminantes a la atmósfera. Cada kilogramo (kg) de hidrógeno gris producido emite 10 kg de CO2. “La captura y el almacenamiento de una parte del CO2 resultante del proceso permiten reducir las emisiones a menos de 4 kg de CO2 por kilo de hidrógeno generado. Es lo que se conoce como hidrógeno azul”, explica Meneghini.
En el sector energético vinculado a la producción de caña de azúcar y maíz, el mayor potencial reside en el proceso de fermentación de ambos para producir etanol, que emite a la atmósfera CO2 con un alto grado de pureza. Esto significa que más del 90 % del gas liberado durante el proceso fermentativo de la caña de azúcar y del maíz está compuesto por dióxido de carbono. Esto facilita su separación de otros gases y su compresión.
En Estados Unidos, se trata de una práctica habitual entre los productores de etanol de maíz, y en Brasil, FS, empresa fabricante de etanol de maíz, ya ha anunciado su intención de construir una planta piloto de captura y almacenamiento de CO2 en su central situada en Lucas do Rio Verde, estado de Mato Grosso.
Una investigación realizada por la ingeniera mecánica Sara Alexandra Restrepo Valencia en sus estudios de doctorado en la Universidad de Campinas (Unicamp) evaluó la factibilidad técnica y económica de los procesos de captura y almacenamiento en las instalaciones de bioenergía. Su trabajo ganó el Premio Capes de Tesis de 2023 en la categoría interdisciplinaria. Según Restrepo Valencia, una central que procesa 4 Mt de caña de azúcar por año emite 0,5 MtCO2 al año durante el proceso de fermentación. En caso de que el establecimiento aproveche los residuos para generar bioelectricidad, se emite 1 Mt de CO₂ por año más.
Según la investigadora, el costo promedio de la captura de carbono de alta pureza generado en la fermentación y su almacenamiento a una distancia de hasta 100 km de la central es de 30 dólares por tonelada de CO2. En cambio, el CO2 emitido en la generación de bioelectricidad mediante el método convencional con turbinas de vapor es impuro y exige el uso de tecnologías de separación del CO2 de otros grases previo a su compresión, transporte y almacenamiento. La separación es necesaria para que la reacción química de solidificación del dióxido de carbono en las concavidades de las rocas porosas se produzca correctamente, reduciendo el riesgo de escape del gas almacenado en el subsuelo. Esto hace que el costo promedio del proceso se duplique. “Las operaciones de captura y almacenamiento tienen un costo elevado y los propietarios de las centrales no se ven estimulados a asumir ese costo”, dice Restrepo Valencia.
Para el ingeniero mecánico Arnaldo Cesar Walter, quien dirigió a Restrepo Valencia en su doctorado, la comercialización de créditos de carbono podría ser un estímulo importante para la implementación de sistemas de captura y almacenaje de carbono en Brasil. Sin embargo, el país aún no cuenta con un mercado regulado de créditos de carbono. Para las usinas de biocombustibles, una fuente de ingresos es el programa federal RenovaBio, implementado en 2017, que genera un crédito de descarbonización (CBIO) por cada tonelada de CO2 que evitan emitir. El valor de mercado del CBIO era de unos 100 reales a finales de marzo. Para Meneghini, la viabilidad financiera de los sistemas de captura y almacenamiento de carbono dependerá también del apoyo gubernamental y de la regulación de la actividad.
El potencial de utilización del CO2 como materia prima para la elaboración de otros productos comercializables aún es escaso. Entre los posibles empleos está la producción de fertilizantes a base de urea y productos químicos, como ácidos orgánicos y metanol. Investigadores del RCGI desarrollaron y patentaron un proceso de generación de metanol verde que comenzará a implementarse de manera experimental en 2025.
Según el ingeniero químico Pedro Miguel Vidinha, del IQ-USP, participante del proyecto, el proceso podría utilizar el CO2 capturado en la fabricación del etanol para producir metanol. Las moléculas de CO2 se mezclan en un reactor químico con las del hidrógeno verde, obtenido a partir de fuentes de energía renovables. La reacción utiliza como insumo un catalizador patentado por el grupo que es capaz de convertir el CO2 en metanol. La investigación referente al catalizador generó la publicación de un artículo en la revista Journal of CO2 Utilization, en septiembre de 2020.
La planta piloto se instalará en el IQ-USP y será capaz de producir una tonelada de metanol por semana. El estudio de la factibilidad económica del proceso se llevará a cabo en el transcurso de este año. “El potencial es enorme, puesto que el metanol verde se considera una alternativa para la descarbonización de la industria naval”, dice Vidinha. La compañía naviera danesa Maersk ya ha encargado a varios astilleros extranjeros 18 buques propulsados con metanol. El primero de ellos comenzó a operar en febrero. La empresa estima que, con las nuevas embarcaciones, podrá reducir sus emisiones de carbono más de un 80 %.
Para entender la tecnología de captura y almacenamiento
El carbono se almacena en depósitos situados a más de 800 metros de profundidadYa existen varias tecnologías consolidadas y comerciales que pueden aplicarse para eliminar el dióxido de carbono (CO2) de la atmósfera o de flujos gaseosos, como los asociados al petróleo. Las cuatro más comunes son la absorción química, la separación por membranas, la adsorción y la destilación criogénica.
Independientemente de la técnica empleada, tras su separación de otros gases, el CO2 es sometido a temperaturas superiores a 32 grados Celsius (ºC) y a una presión de 7,38 megapascales (Mpa), alcanzando así el llamado estado supercrítico. Bajo estas condiciones, la densidad del gas aumenta, llevándolo a un estado cercano al líquido. Con ello su volumen disminuye, facilitando su transporte por gasoducto, camión o barco hasta el lugar de almacenamiento.
Una vez en ese punto, se lo insufla en depósitos subterráneos donde permanecerá almacenado por cientos de años o indefinidamente. Los posibles lugares de almacenamiento incluyen yacimientos de petróleo y gas agotados, acuíferos salinos, formaciones rocosas volcánicas como el basalto, y sedimentarias, tales como arenisca, caliza y sal gema, que poseen la porosidad y permeabilidad necesaria para absorber el fluido.
“Los depósitos donde se almacenará el CO2 deberán hallarse a un mínimo de 800 metros de profundidad. Allí, el gas estará sometido a condiciones de presión y temperatura capaces de mantener su estado supercrítico, dificultando su escape y retorno a la atmósfera”, explica el geólogo Colombo Celso Gaeta Tassinari, investigador del Instituto de Energía y Medio Ambiente de la Universidad de São Paulo (USP) y del Centro de Investigaciones para la Innovación en Gases de Efecto Invernadero (RCGI, en inglés).
Sellados con cemento
Una vez que el yacimiento se encuentre colmado, los pozos abiertos para la inyección del gas se sellan, normalmente con cemento. Si se produjera un escape, el CO2 retornaría a su estado gaseoso y todo el proceso se perdería.
El potencial de áreas de almacenamiento de carbono en Brasil es muy grande, tanto en reservorios terrestres como oceánicos. Tan solo la cuenca sedimentaria del Paraná, que abarca una región que se extiende desde Mato Grosso hasta Rio Grande do Sul, podría albergar todo el CO2 generado en el sur y sudeste del país. Las cuencas sedimentarias del São Francisco, el Parnaíba y el Amazonas también se consideran prometedoras. Las cuencas sedimentarias constituyen una estructura geológica compuesta por varias capas de rocas sedimentarias y volcánicas.
La definición de un emplazamiento para la instalación de un reservorio se realiza mediante estudios geológicos y geofísicos que pueden demandar cuatro años o más. Un reservorio o depósito en un área de 10 kilómetros cuadrados (km2) puede almacenar varios miles de millones de toneladas de CO2, informa Tassinari.
Con el apoyo de la FAPESP, Tassinari estudia las características geoquímicas e hidromecánicas de los reservorios geológicos de CO2 del país. El almacenamiento del carbono capturado, analiza el investigador, es una acción necesaria. Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), se espera que, para 2070, tan solo el 8 % del CO2 capturado se destine a un uso industrial. “El 92 % restante deberá almacenarse en depósitos geológicos”, dice Tassinari.
Proyectos
1. Centro de Investigación para la Innovación en Gases de Efecto Invernadero (RCGI) (nº 20/15230-5), Modalidad Centros de Investigaciones en Ingeniería (CPE); Investigador responsable Julio Romano Meneghini (USP); Inversión R$ 19.516.850,65.
2. Estudio de las características geoquímicas e hidromecánicas de reservorios geológicos de CO₂ con base en el monitoreo geofísico de los procesos de interacción de fluidos ricos en CO₂ con rocas – EHMPRES (nº 22/02416-9); Modalidad Ayuda de Investigación – Regular; Investigador responsable Colombo Celso Gaeta Tassinari (USP); Inversión R$ 164.754,94.
Artículo científico
MALUF, N. E. C. et al. Zeolitic-imidazolate framework derived intermetallic nickel zinc carbide material as a selective catalyst for CO2 to CO reduction at high pressure. European Journal of Inorganic Chemistry. 29 ago. 2021.
Tesis doctoral
VALENCIA, S. A. R. Análisis de la factibilidad técnica y económica de sistemas BECCS en la generación de electricidad mediante el empleo de biomasa residual de caña de azúcar. Universidad de Campinas (Unicamp), 2022.
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