La decisión de American Electric Power de abandonar sus planes de capturar y secuestrar dióxido de carbono en una central eléctrica de West Virginia (Estados Unidos) es la última de toda una serie de cancelaciones de proyectos de captura y almacenaje de carbono (CCS, por sus siglas en inglés). Este tipo de decisiones empeoran las perspectivas de conseguir una producción de energía por medio del carbón libre de carbono, sin embargo existe una variedad de proyectos CCS que sí siguen adelante, incluyendo uno en Mississippi (EE.UU.) que arrancó en diciembre, así que quizá sea pronto para descartar esta tecnología por completo.

El objetivo del Departamento de Energía de E.E.U.U. (DOE) es poner en marcha de 5 a 10 grandes proyectos de CCS en los próximos cinco años. El DOE cree que esos proyectos podrían abaratar el coste de la CCS, que actualmente aumenta los costes de generación de energía en un 44 por ciento, pero queda claro que los incentivos que ofrece no han sido suficientes para atraer a las empresas. Los bajos precios del gas natural han disminuido las ventajas de coste que tiene el carbón y aún tiene que crearse una política a nivel nacional para penalizar las emisiones de dióxido de carbono. En consecuencia, las empresas no se han mostrado dispuestas a la CCS, ni siquiera con el DOE pagando la mitad de la factura. “Los incentivos federales ofrecidos para implantar la tecnología no están funcionando”, explica Kurt Waltzer, un experto en almacenaje de carbono que trabaja con Clean Air Task Force, una empresa de consultoría medioambiental sin ánimo de lucro con oficinas en Boston (EE.UU).

Por ejemplo, AEP, con sede en Columbus, Ohio (EE.UU.), rechazó una concesión federal de 334 millones de dólares para cubrir la mitad de su propuesta de instalación de CCS. El plan consistía en capturar al menos el 90 por ciento del dióxido de carbono de una parte de los gases producto de la combustión en su planta eléctrica de 1.300 megavatios en New Haven, West Virginia. Las 1,5 millones de toneladas de dióxido de carbono que se iban a capturar al año iban a almacenarse en formaciones geológicas situadas debajo de la planta. Pero los apoyos previstos no salieron adelante. El Senado de E.E.U.U. rechazó una ley de captura y comercio [de dióxido de carbono] el año pasado (AEP apoyó la legislación), mientras que las comisiones de las empresas públicas de Virginia y West Virginia se negaron a repercutir los gastos de AEP en las facturas de los abonados.

La empresa Basin Electric citó el coste como un factor principal en su decisión de diciembre de rechazar una modernización similar de CCS. Esta cooperativa eléctrica de Bismarck, en Dacota del Norte (EE.UU), había conseguido 100 millones de dólares en financiación del DOE para un proyecto por valor de 287 millones de dólares para capturar un millón de toneladas de dióxido de carbono anualmente en su planta termoeléctrica en Antelope Valley, también en Dacota del Norte.

Las empresas que siguen adelante con los proyectos de CCS cierran la brecha del coste vendiendo su dióxido de carbono a operaciones de extracción mejorada de petróleo, que inyectan dióxido de carbono a los pozos para conseguir impulsar más fuel a la superficie. En la actualidad estas operaciones suponen aproximadamente un cinco por ciento de la producción doméstica de petróleo de E.E.U.U. y a la larga podrían duplicar las reservas, según un informe de la Energy Initiative del MIT del año pasado.

Southern Company pretende aprovechar esa oportunidad con una planta termoeléctrica de 582 megavatios que costará 2.400 millones de dólares y que comenzó a construir en Kemper County, en Mississippi (EE.UU), el pasado invierno. La planta de gasificación integrada en ciclo combinado (IGCC, por sus siglas en inglés) convertirá el carbón en gases de combustión limpios, de los que es mucho más fácil sustraer el dióxido de carbono que de los gases de combustión de una planta termoeléctrica convencional. Southern Company ya ha firmado un contrato para vender, a partir de 2014,  la mayoría de su dióxido de carbono capturado a la petrolera Denbury Resources. Además, Southern Company recibirá 682 millones de dólares en forma de incentivos federales y la Comisión de Servicio Público de Mississippi le permitirá recuperar la mayoría de lo que queda de sus gastos con lo que obtengan de los consumidores.

Summit Power, con sede en Seattle, está generando ingresos con la planta IGCC de 400 megavatios que desarrolla en Penwell, en Texas (EE.UU.). Summit prevé capturar y vender el dióxido de carbono de la planta para extracción de petróleo y también está convirtiendo algunos de los gases derivados de la combustión del carbón en abono de urea.

Pero vender el dióxido de carbono para usar en la extracción mejorada de petróleo no es una opción válida para muchas de las plantas en el este de E.E.U.U. porque no tienen acceso a campos de petróleo. Julio Friedmann, director del programa de gestión del carbono del Lawrence Livermore National Laboratory, afirma que la falta de ingresos derivados de la generación de dióxido de carbono fue lo que echó para atrás el proyecto de AEP. También sirve para explicar por qué Duke Energy, con sede en Charlotte, North Carolina, no se ha comprometido a la captura de dióxido de carbono en una planta IGCC prácticamente terminada en Indiana que ha costado 2.900 millones de dólares. “A menos que se instale una tubería enorme hasta el Golfo de México, los proyectos en el medio oeste estarán en inferioridad de condiciones”, cuenta Friedmann.

Waltzer asegura que las esperanzas de que avance la CCS en plantas termoeléctricas de carbón se basan en los nuevos estándares de emisiones para plantas eléctricas que la Agencia de Protección Medioambiental de E.E.U.U. (EPA) pretende emitir en septiembre. Es posible que, por primera vez, la EPA incluya un estándar para las emisiones de dióxido de carbono. Waltzer espera que la Agencia equipare el estándar al de California, que limita las emisiones de dióxido de carbono para todas las plantas a los niveles de las plantas que funcionan con gas natural. Para alcanzar ese estándar, las que funcionan con carbón tendrían que capturar aproximadamente dos tercios de su dióxido de carbono, justo lo que Southern Company planea hacer en su planta IGCC de Kemper.

Mientras tanto, en California los laboratorios y empresas del Gobierno han empezado a estudiar la captura de dióxido de carbono de las plantas eléctricas que funcionan con gas natural y que proporcionan la mitad de la energía que consume el Estado, algo que probablemente sea esencial para poder cumplir con el objetivo de California de reducir la emisión de gases de efecto invernadero en un 25 por ciento (con respeecto a los niveles de 1990) para 2020 .

Al final, según Waltzer, la CCS será necesaria en todas las plantas eléctricas para lograr la reducción de un 80 por ciento para 2050 que muchos científicos relacionados con el cambio climático afirman que es necesaria para contener el calentamiento global este siglo y dejarlo en 2º centígrados. Como explica Friedmann, “no lograremos los importantes objetivos de reducción propuestos por numerosos expertos y el presidente si no capturamos el dióxido de carbono tanto del carbón como del gas natural”.