La conversión del carbón bajo tierra directamente en gases de combustión limpia podría tener enormes beneficios medioambientales—como mínimo, se evitaría el uso de operaciones de minería destructivas. El problema es que la tecnología para la gasificación bajo tierra del carbón aún está en su fase más inicial.

El gobierno de Alberta acaba de afirmar que dará 285 millones de dólares canadienses (271 millones de dólares) a un proyecto de gasificación de carbón de Swan Hills Synfuels, con sede en Calgary, y que consiste en la operación más profunda jamás llevada a cabo para generar electricidad a partir del carbón—sin tener que excavarlo.

Las demostraciones previas de la tecnología han logrado convertir vetas de carbón a profundidades de hasta 1.000 metros bajo la superficie en gas de combustión limpia. Por el contrario, el proyecto de 1,5 mil millones de dólares canadienses de Swan Hill Synfuels propone llegar hasta los 1.400 metros. Trabajar a esa profundidad podría disminuir la amenaza de contaminación de aguas subterráneas provocada por la combustión lenta y descomposición del carbón. “Hay 800 metros de roca—gran parte de ella impermeable—entre nosotros y los acuíferos de agua dulce,” afirma el presidente de Swan Hills Doug Shaigec.

Es más, si la tecnología es capaz de llegar hasta capas de carbón más profundas, podría permitir el acceso a una mayor cantidad de combustibles fósiles, afirma Julio Friedman, líder del proyecto de gestión del carbón del Laboratorio Nacional Lawrence Livermore en California.

Una vez que el proyecto comience en 2015, Swan Hill espera poder generar 300 megavatios de energía a partir de su gas de carbón y vender más de 1,3 millones de toneladas de dióxido de carbono al año. El CO2 se podría utilizar por los productores de petróleo y finalmente ser almacenado en pozos de petróleo. Esto podría resultar en el almacenaje de entre 10 y 20 millones de toneladas de dióxido de carbono cada año de aquí a 2020. También se ayudaría a conseguir que Alberta cumpla con su objetivo de captura de carbono para 2020, consistente en 25 a 30 millones de toneladas por año, según un informe del mes pasado de una alianza de firmas industriales canadienses.

Las pruebas piloto de Swan Hills confirman la viabilidad de estas promesas, según Shaigec. Afirma que la planta piloto fue capaz de producir un gas excelente utilizando un par de pozos adyacentes espaciados entre 50 y 60 metros entre sí, instalados en la veta de carbón con las mismas técnicas de excavado direccional utilizadas en la producción acelerada de gas natural a partir de depósitos de esquisto.

El oxígeno se envía a través del pozo y se prende fuego a la veta de carbón, haciendo que la temperatura pase a 800 ó 900 ºC, con una presión de hasta 2.000 PSI. Bajo estos tipos de presión, el oxígeno, el carbón y el agua salina (presente en el carbón y también inyectada a través del pozo) reaccionan para formar un gas que es apenas un tercio de metano y dos tercios de hidrógeno, junto con algo de monóxido de carbono y dióxido de carbono. El gas se lleva a la superficie a través del pozo de producción adyacente, donde el monóxido de carbono se convierte en hidrógeno y CO2, y todo el CO2 es extraído.

Shaigec no ha dado detalles sobre cómo se las ha arreglado Swan Hills para conseguir el flujo de gas entre sus pozos, dada la baja permeabilidad del carbón aplastado bajo 1.400 metros de roca. “Hemos utilizado procedimientos mecánicos para establecer una vía de comunicación adecuada entre los pozos,” afirma, utilizando “técnicas de perforación, finalización y estimulación estándar.” El método mecánico estándar por el que se estimula la producción de esquisto consiste en la fractura de la roca con agua altas presiones.

Shaigec afirma que alrededor de 20 pares de pozos deberían generar el suficiente gas sintético como para alimentar una planta eléctrica de 300 megavatios que Swan Hills tiene previsto construir con un socio comercial que aún tiene que se ser seleccionado. La planta será idéntica a una planta eléctrica convencional de ciclo combinado de gas natural, sólo que con unos pequeños ajustes en la turbina de gas para acomodar la mezcla de hidrógeno y metano. Gracias a esta mezcla rica en hidrógeno, la planta producirá sólo 250 kilogramos de CO2 por megavatio-hora de potencia. El resultado, afirma Shaigec, será un tipo de energía mucho más limpia que el gas natural convencional y los generadores de carbón de Alberta, que producen alrededor de 400 y 1.000 kilogramos por megavatio-hora.

Los competidores de Swan Hills, mientras tanto, esperan poder construir sus propias plantas eléctricas bajas en carbono mediante la gestión del riesgo de contaminación de aguas subterráneas. Laurus Energy, con sede en Montreal, está a la espera del permiso para prender fuego a los pozos que ha excavado en una veta de carbón de 200 metros de profundidad en el Drayton Valley de Alberta. La Alberta Geological Survey y en Consejo de Conservación de Recursos Energéticos de la provincia llegaron a la conclusión en un informe publicado este verano que “existe preocupación relativa a la contaminación de las aguas subterráneas” provocada por la operación, y denominan esta preocupación como un “impedimento” en potencia.

La directora general de Laurus, Rebecca McDonald, insiste que la tecnología de su compañía, desarrollada por la hermana empresarial de Laurus, Ergo Exergy, ha demostrado ser segura durante varias quemas continuas de un año de duración en Australia y Sudáfrica. Lo más importante, afirma, es el análisis constante de las aguas subterráneas, y la gestión del proceso para asegurarse de que el agua de las capas colindantes llega al reactor y no fluye a otros lugares. “La presión negativa en la veta hace que los contaminantes no puedan salir y contaminar las aguas subterráneas,” afirma McDonald.

Swan Hills prevé que su proyecto será competitivo con las plantas eléctricas de gas natura y carbón que no capturan sus emisiones de carbono. “Estamos posicionando a esta generación para que sea el recurso más utilizado, no sólo desde un punto de vista medioambiental sino desde el punto de vista económico, lo que significa competir con la generación a partir de carbón convencional así como de gas natural durante la última parte de la década próxima,” afirma Shaigec.

La venta de dióxido de carbono a productores de petróleo será “vital,” afirma Shaigec. Admite que las políticas gubernamentales encargadas de poner precio al carbono son de gran ayuda. “No nos importa el modo exacto en que se lleve a cabo finalmente, siempre y cuando ayude a que las reglas del juego sean más equilibradas para aquellos proyectos que practican la captura y almacenaje de CO2.”