La construcci贸n de uno de los principales gasoductos de carbono en el mundo sin ning煤n tipo de nuevas tecnolog铆as, requiere de la cooperaci贸n de los gobiernos y de la industria, dice David McColl, Director de Investigaci贸n del Instituto Canadiense de Investigaci贸n Energ茅tica  (CERI), cuyo equipo escribi贸 el estudio 鈥淕reen Bitumen: El papel de la actividad nuclear, gasificaci贸n y CCS en oilsands de Alberta鈥�.

"Cuando ponemos juntas la cooperaci贸n del gobierno y la de la industria, lo que encontramos es que no ser铆a hasta 2026 que las emisiones podr铆an reducirse a un nivel igual o inferior a las convencionales de petr贸leo en Canad谩", dice McColl en una entrevista.

Afirma eso debido a que el posible escenario del CERI es muy agresivo en la captaci贸n de carbono, no tiene en cuenta los aspectos econ贸micos necesarios para reducir las emisiones y se traduce en  una tarea dif铆cil.

"Eso es un gran desaf铆o", dijo. "Pero tambi茅n lo fue el desarrollo de las arenas petrol铆feras y me gustar铆a sugerir que hemos logrado alcanzar un grado tal por el que pensamos que el nuevo desaf铆o no es insuperable. Ahora, durante la recesi贸n econ贸mica, es el momento perfecto para empezar a construir sistemas de captura de carbono鈥�, dijo McColl. 鈥淧odr铆a ser un trabajo de est铆mulo, aunque la econom铆a puede mejorar en el momento en que realmente comience la construcci贸n鈥�.

El CERI considera los costos asociados al despliegue nuclear en las oilsands y a la  aplicaci贸n del CCS, junto con la gasificaci贸n, usando gas sint茅tico a partir de las arenas petrol铆feras o la retroalimentaci贸n de una planta existente. Los investigadores tambi茅n estudiaron la posibilidad de utilizar energ铆a nuclear por s铆 sola, con CCS. CERI encontr贸 que los peque帽os nucleares que actualmente est谩n siendo lanzados, como el Toshiba 4S, son prohibitivos en cuanto a costos.

Es esencialmente igual a $19 de gas equivalente. Si bien se espera que el precio del gas aumente, incluso 19 d贸lares ser铆a impulsar un r茅cord de m谩s de 30 a帽os, dijo McColl. La conclusi贸n fue que, si bien en gran escala nuclear es la opci贸n m谩s asequible para los in situ, es demasiado grande, dice McColl. "Nadie lo desplegar铆a porque necesitar铆a una planta in situ con alrededor de 200.000 a 300.000 barriles por d铆a en un radio de 15 a 25 kil贸metros, y no hay - y no va a haber tampoco en un futuro pr贸ximo ", dijo McColl.

Por lo tanto, dijo: 鈥渘uclear: sos una buena opci贸n para la electricidad, pero te estamos dando de baja en este debate".  La siguiente opci贸n que se examin贸 fue el costo de la gasificaci贸n en una planta aut贸noma. De ah铆 que CERI lleg贸 a la conclusi贸n de que sustituir el gas natural ser铆a m谩s caro que el uso de gas natural, a causa de los supuestos acerca de las emisiones de los costes de cumplimiento.

El estudio considera un cargo de 65 d贸lares de cumplimiento por tonelada de emisiones que, si se aplican a las instalaciones de las oilsands, a帽adir铆a alrededor de $2.50 por bbl al coste de abastecimiento, dijo McColl. "Todo el escenario sali贸 a decir: Muy bien. Si desarrollan todas estas tecnolog铆as, incluyendo la m谩s cara tecnolog铆a nuclear, nosotros probablemente necesitemos el precio de un WTI de alrededor de $105", dijo McColl.

鈥淣o deber铆a sorprender que la opci贸n m谩s econ贸mica sea el statu quo鈥�, dijo CERI. Como los costes adicionales se imponen al operador, los costes se transmitir谩n a trav茅s del costo total de los suministros del producto. CERI asegura que la captura y el almacenamiento de carbono es la soluci贸n m谩s rentable, ya que lograr铆a las mayores reducciones en emisiones de gases de invernadero.

Sin embargo, el gobierno y la industria tendr谩n que gastar miles de millones de d贸lares para construir una nueva red de tuber铆as de carbono. "Volvernos ecologistas no es una medida de ahorro", dice CERI. 鈥淟a gasificaci贸n, la energ铆a nuclear y la CCS son todos m谩s caros que el uso de gas natural al precio actual y tambi茅n a los precios que los grupos de investigaciones prev茅n en el futuro鈥�, concluye.

Fuente: New Technology Magazine

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