Mongstad, en Noruega, a la cabeza en tecnología del almacenamiento del CO2

Noruega es sin duda uno de los países tecnologicamente más avanzados en la lucha por la reducción de emisiones. El almacenamiento geológico de dióxido de carbono cuenta ya con experiencia en el país nórdico. Ahora, tras 10 años de experiencia en caputuras de CO2, comienzan a ensayar tres tecnologías nuevas en procesos industriales.

La planta experimental se encuentra en Mongstad y de momento se trabajará con dos tecnologías de captura, pero ya hay una zona reservada para probar una tercera.

La idea es “practicar” durante unos cinco años con estas tecnologías para perfeccionarlas y hacerlas competitivas y económicamente viables mientras se cumple el objetivo de capturar 100.000 toneladas de CO2 al año.

Dos plantas de extracción y tratamiento de gas en Noruega están inyectando ya CO2 en el subsuelo. La novedad de la planta experimental de Mongstad, es la captura del gas de efecto invernadero después de la combustión, algo que se hace en muy pocos lugares en el mundo y en todos los casos de modo experimental.

Para muchas compañías, las medidas anti-emisiones que se están negociando y poniendo en marcha en la lucha contra el calentamiento, pueden resultar muy poco rentables. Noruega creó, ya en 1991, un impuesto por emisiones.

Según los expertos noruegos, la captura y almacenamiento en cambio, puede suponer a largo una alternativa más económica, aunque no lo parezca.

Mientras no se demuestre de modo concluyente que el almacenamiento geológico de ese gas de efecto invernadero es estable, muchos expertos internacionales seguirán sin apoyarlo. Pero sin duda la innovación tecnológica es positiva. No olvidemos, que no hay que dejar de moverse para seguir en el mismo sitio.

De momento, el Protocolo de Kioto no contempla la captura de CO2 entre los proyectos que puntúan para que los países o empresas mejoren su balance de emisiones.

La primera tecnología a ensayar es de captura de carbono por aminas como solvente: los gases de combustión pasan por un filtro en el que las aminas se asocian al carbono; en la segunda fase del ciclo se separan de nuevo, de manera que las aminas regresan a la fase de captura para su reutilización, mientras que el CO2, que en la planta piloto se emitirá al aire, irá por conducciones a lugares de almacenamiento geológico en las futuras plantas industriales.

La segunda tecnología utiliza amoniaco helado para capturar el CO2 de los gases de combustión. Es más complicada pero tiene menos efectos negativos en el medio ambiente que las aminas y sería menos exigente energéticamente. De cualquier forma, en una central, la planta de CO2 -considerablemente mayor que esta planta experimental- consumirá el 20% de la energía producida.

En Noruega hay una plataforma de extracción de gas natural en el mar del Norte, a 250 kilómetros de la costa, que se llama Sleipner.

En Sleipner el gas extraído contiene un 9% de CO2 cuando el máximo autorizado para el consumo es el 2%. Tradicionalmente se extrae el CO2 por aminas y se expulsa al aire, pero en Sleipner lo inyectan en una formación geológica de areniscas porosas y agua salada, a 2.500 metros de profundidad, con una capa de roca de 800 metros de grosor encima.

En el mar de Barents, hay otra planta noruega con la que también se practica la captura y almacenamiento de CO2. Un gasoducto de 145 kilómetros lleva el gas desde la plataforma en alta mar hasta la planta de licuefacción para su transporte en buques. Como el CO2 se solidifica a la temperatura de licuefacción del gas natural se producen muchos problemas en su tratamiento, por lo que se ha optado por extraerlo.

El CO2 capturado se devuelve desde la planta por un conducto a la plataforma en alta mar y allí se inyecta a presión también en una capa de arenisca porosa a 2.500 metros de profundidad bajo el suelo marino. Unas 700.000 toneladas de CO2 se almacenan anualmente en este lugar, que está siendo también analizado por un programa financiado en parte por la UE.

La construcción de Mongstad está a punto de ser finalizada en un terreno de 400 metros por 150 metros, con un coste de construcción que asciende a 600 millones de euros, financiados por el Gobierno noruego (77,5%), Statoil (20%) y Norske Shell (2,5%).
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