¿Podría Texas, cuyo gobernador hace caso omiso al calentamiento global y se opone a la legislación climática, crear la primera planta eléctrica de carbón con emisiones neutras de carbono? Esto parece cada vez más posible gracias a un proyecto de 1,75 mil millones de dólares en West Texas que acaba de recibir un acuerdo firmado la semana pasada para la entrega de una subvención de 350 millones de dólares por parte del Departamento de Energía de los EE.UU.

El proyecto, desarrollado por Summit Power Group, con sede en Bainbridge Island, Washington, combina la captura del carbono con la producción nacional de petróleo, otorgando a la planta algo de lo que disfrutan pocos proyectos de captura y almacenaje de carbono: demanda para sus emisiones de gas de efecto invernadero. Summit tiene planeado construir una planta eléctrica de 400 megavatios en su localización de Penwell, Texas, capturar un 90 por ciento de sus emisiones y vender los casi tres millones de toneladas anuales de dióxido de carbono a campos petrolíferos a lo largo del Suroeste. Los operadores de gas y petróleo cada vez inyectan más dióxido de carbono a alta presión en sus envejecidos pozos petrolíferos para reducir la viscosidad del petróleo y, por tanto, acelerar la producción, un proceso conocido como recuperación mejorada de petróleo (EOR, en sus siglas en inglés). “Si la construimos, dejarán de construirse las plantas eléctricas alimentadas con carbón sucio,” afirma Laura Miller, antigua alcaldesa de Dallas y directora del proyecto de Summit.

En más de la mitad de los pozos petrolíferos de los EE.UU. se podría instalar la recuperación mejorada del petróleo, según un informe de 2008 del Laboratorio Nacional de Tecnología Ambiental del DOE. A nivel global, la Agencia Internacional para la Energía predice que todas las viejas reservas de gas y petróleo podrían almacenar 920 gigatoneladas de dióxido de carbono—lo suficiente como para tomar un siglo de emisiones de 3.000 plantas como la de Summit.

La planta de Summit es un diseño de ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC, en inglés) que convierte su combustible en una mezcla de quema limpia de hidrógeno y monóxido de carbono llamada syngas. De las 30 plantas IGCC propuestas en los Estados Unidos desde el año 2000, sólo una—la planta de Duke Energy en Edwardsport, Indiana—ha empezado a construirse.

El problemático proyecto FutureGEn, una asociación pública-privada para probar la integración de la gasificación del carbón, la captura de carbono y las tecnologías de secuestro, fue abatido por la Administración Bush para luego ser resucitado por el secretario de energía del Presidente Obama, Steven Chu, la pasada primavera. El DOE y los inversores industriales de FutureGen han estado regateando desde la pasada primavera para recortar los 2,4 mil millones de dólares del proyecto de Mattoon, Illinois, de los cuales más de mil millones podrían pertenecer a reservar monetarias federales.

Summit (concebida en 2005 en Texas para entrar competir por FutureGen) podría superar a las demás gracias a que su combustible y sus productos son más diversos. Aunque la mayoría de las plantas IGCC funcionan sólo con carbón, Summit tiene planeado utilizar tanto el carbón como el coque de petróleo, un producto sobrante de las refinerías con alto contenido en alquitrán. Los productos de la planta son igualmente diversos. En vez de quemar todo su syngas para generar electricidad, Summit enviará parte del gas a una planta química para producir urea para fertilizantes. Más importante aún, mientras que FutureGen propone almacenar el carbono capturado en un acuífero salino con costes añadidos, la venta que hará Summit del dióxido de carbono para la recuperación del petróleo ayudaría a cubrir sus costes de capital y funcionamiento.

La venta de dióxido de carbono a los operadores de combustible y de gas debería aumentar los ingresos de la planta de Penwell en alrededor de un 50 por ciento. Miller señala que esas ventas cubrirán un tercio de los ingresos que Summit necesitará para dar servicio a los 550 millones de capital invertido y los casi mil millones de dólares en préstamos que en la actualidad está buscando para empezar las obras a finales de 2010.

El aspecto económico suena estable, a juzgar por un estudio de 2009 del Centro Belfer de Harvard sobre Ciencia y Asuntos Internacionales. El estudio descubrió que al usar los ingresos procedentes de la recuperación mejorada del petróleo se podría cubrir todo el precio de la captura de carbono en las plantas eléctricas a base de carbón, siempre y cuando el petróleo suba a alrededor de los 75 dólares por barril. El pasado viernes el petróleo se vendía por encima de los 74 dólares.

La investigación también muestra que los operadores petrolíferos pueden evitar que el dióxido de carbono escape a la atmósfera. El dióxido de carbono que retorna a la superficie cuando el petróleo es producido se separa rápidamente y es reinyectado bajo tierra. Después de una década de análisis, no se han encontrado pérdidas netas en el dióxido de carbono postindustrial inyectado en los campos petrolíferos cerca de Weyburn, Saskatchewan.

La Universidad de Texas confirmará esos descubrimientos en la operación de EOR más antigua y grande del mundo: un campo petrolífero a unas dos horas al noreste de Penwell. Desde 1972, una serie de distintos dueños han inyectado más de 150 millones de toneladas de dióxido de carbono en el arrecife fosilizado lleno de petróleo, que se haya entre 6.000 y 7.000 pies por debajo de Snyder, Texas. El campo está perforado por unos 2.000 pozos aunque, según Susan Hovorka, geóloga senior del Centro de Carbono de la Costa del Golfo de la universidad en Austin, Texas, después de tres años de búsquedas no se ha encontrado ningún rastro de pérdidas.

Hovorka apunta, por ejemplo, a unos acuíferos que comienzan a sólo 300 pies por encima del dióxido de carbono, que se inyecta a 2.200 libras por pulgada cuadrada. El agua no muestra ni la elevada acidez o presión que cualquier tipo de pérdida induciría. “Los pozos lo sellan mucho mejor de lo que anticipábamos. Es muy alentador,” señala Hovorka.

El hecho de que este tipo de secuestro represente una reducción en los niveles de carbono sigue siendo, no obstante, una cuestión de interpretación, puesto que el petróleo producido finalmente será quemado como combustible. Una evaluación del ciclo vital llevada a cabo por la Universidad Carnegie Mellon el pasado otoño estimó que, cuando se tiene en cuenta el factor de la combustión de combustible, este tipo de operaciones de mejora del petróleo liberan entre 3,7 y 4,7 toneladas de CO2 por cada tonelada de CO2 secuestrado. Las operaciones de EOR tendrían que usar hasta tres veces más CO2 por barril de petróleo producido para compensar completamente las emisiones de los tubos de escape.

Hovorka espera que justamente sea eso lo que ocurra si el precio del carbono acaba siendo una realidad. Afirma que bajo las condiciones actuales, los operadores de EOR maximizan la proporción petróleo-CO2 para minimizar costes, pero pueden ajustar sus operaciones para invertir la proporción si el precio del carbono hace que haya un valor económico en el hecho de compensar las emisiones. “El equilibrio de carbono del EOR está dictado por el mercado, no está implícito en la tecnología,” señala Hovorka.

Miller señala que no es justo culpar a Summit de las emisiones, puesto que el petróleo resultante probablemente desplace a otros tipos de producción de petróleo menos deseables. “No es realista pensar que no vamos a sacar petróleo de los pozos. Prefiero usar los pozos existentes para extraer petróleo en vez de hacerlo en alta mar y en lugares delicados a nivel ambiental,” afirma.