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Descarbonización: Las opciones según McKinsey
ENERNEWS/McKinsey & Company

La producción de hidrógeno a través de la electrólisis se ha vuelto técnicamente más avanzada y menos costosa

20/07/2020

CHANTAL BECK*, SAHAR RASHIDBEIGI**, OCCO ROELOFSEN*** Y EVELINE SPEELMAN****

A medida que aumenta la presión para actuar sobre el cambio climático, la industria debe considerar una gama de opciones.

Si el mundo se acerca a cumplir sus objetivos de cambio climático, la industria del petróleo y el gas (O&G) tendrá que desempeñar un papel importante (Anexo 1). Las operaciones de la industria representan el 9 por ciento de todas las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) producidas por el hombre. Además, produce los combustibles que crean otro 33 por ciento de las emisiones globales (Anexo 2).

Anexo 2

Varias tendencias están enfocando las mentes de los ejecutivos de la industria. Una es que los inversores están presionando a las empresas para que divulguen datos consistentes, comparables y confiables. Los accionistas activistas, por ejemplo, están desafiando a las grandes petroleras con sede en Estados Unidos y Europa en sus políticas climáticas y planes de reducción de emisiones.

1 Los inversores también son cada vez más conscientes de los problemas medioambientales. 

En los cinco mercados examinados por la Alianza Global de Inversión Sostenible (Australia y Nueva Zelanda, Canadá, Europa, Japón y los Estados Unidos), las inversiones sostenibles alcanzaron activos de $ 30.7 trillones a principios de 2018, un tercio de la inversión total. En la cumbre climática de la ONU en septiembre, una alianza de los fondos de pensiones y aseguradoras más grandes del mundo (que representan $ 2.4 billones en activos) se comprometió a hacer la transición de sus carteras a emisiones netas cero para 2050.

2. Al mismo tiempo, las tecnologías renovables se han vuelto más baratas. En los Estados Unidos, el costo de la energía solar (fotovoltaica (PV) y escala de servicios públicos) ha caído más del 70 por ciento desde 2011, y el costo del viento en casi dos tercios . Para 2025, podrían ser competitivos con la generación de energía a base de gas natural en muchas más regiones.

Otras fuerzas también están entrando en juego. Aunque todavía no existe un mercado global, los impuestos al carbono o los sistemas comerciales cubren el 20 por ciento de las emisiones mundiales, en comparación con el 15 por ciento en 2017, según el Banco Mundial.

3 Muchos gobiernos europeos planean implementar objetivos vinculantes de emisiones de GEI y están elaborando planes nacionales de energía y clima.

Opciones para el sector de petróleo y gas.

Para desempeñar su papel en la mitigación del cambio climático en la medida requerida, el sector del petróleo y el gas debe reducir sus emisiones en al menos 3,4 gigatoneladas de dióxido de carbono equivalente (GtCO 2 e) al año para 2050, en comparación con "los negocios habituales" ( políticas o tecnologías actualmente planificadas): una reducción del 90 por ciento en las emisiones actuales. Alcanzar este objetivo sería claramente más fácil si el uso de petróleo y gas disminuyera.

Pero incluso si la demanda no cae mucho, el sector puede reducir la mayoría de sus emisiones, a un costo promedio de menos de $ 50 por tonelada de dióxido de carbono equivalente (tCO 2 e), priorizando las intervenciones más rentables. Los cambios en el proceso y los ajustes menores que ayudan a las empresas a reducir su consumo de energía promoverán las opciones de reducción menos costosas.

Las iniciativas específicas que elija una empresa para reducir sus emisiones dependerán de factores como su geografía, mezcla de activos (costa afuera versus tierra adentro, gas versus petróleo, aguas arriba versus aguas abajo) y políticas y prácticas locales (regulaciones, precios del carbono, disponibilidad de energías renovables , y la confiabilidad y proximidad de la red central). Muchas compañías ya han adoptado técnicas que pueden descarbonizar sustancialmente las operaciones, por ejemplo, mejores rutinas de mantenimiento para reducir la quema intermitente y las unidades de recuperación de vapor para reducir las fugas de metano (Anexo 3). Reducir las emisiones no es necesariamente costoso. Un operador en tierra descubrió que alrededor del 40 por ciento de las iniciativas que identificó tenían un valor presente neto positivo (VPN) a precios actuales y un 30 por ciento adicional si imponía un precio interno de carbono de $ 40 / tCO2 e sobre sus operaciones.

Anexo 3

Una opción es implementar iniciativas que compensen las emisiones aprovechando los sumideros naturales de carbono, incluidos los océanos, las plantas, los bosques y el suelo; Estos eliminan los GEI de la atmósfera y reducen su concentración en el aire. Las plantas y los árboles secuestran alrededor de 2.400 millones de toneladas de CO 2 al año.

4 El gigante energético italiano ENI ha anunciado programas para plantar 20 millones de acres (cuatro veces el tamaño de Gales) de bosque en África para servir como sumidero de carbono. Otras compañías están buscando cómo financiar estos programas de compensación; Shell ofrece a los consumidores holandeses la posibilidad de pagar para compensar las emisiones del combustible minorista. El costo de los sumideros de carbono es incierto; las estimaciones oscilan entre $ 6 y $ 120 por tCO 2 e en 2030, según la fuente y el objetivo del secuestro.

Cualquier empresa puede invertir en compensaciones. En general, sin embargo, los operadores ascendentes y descendentes tienen diferentes conjuntos de opciones a su disposición.

¿Qué pueden hacer los operadores de aguas arriba?

Las operaciones aguas arriba representan dos tercios de las emisiones específicas del sector. A continuación, analizamos algunas formas en que las compañías de petróleo y gas están tomando medidas. La economía variará mucho, dependiendo de la opción y las condiciones locales.

Cambio de fuentes de energía. Una compañía de petróleo y gas está utilizando la generación de energía renovable en el sitio para proporcionar una alternativa rentable al combustible diesel. Al reemplazar los generadores con una instalación de energía solar fotovoltaica y batería, la compañía no solo redujo las emisiones de manera significativa sino que también logró un equilibrio en su inversión en cinco años.

La conexión de plataformas y plataformas en tierra o cerca de la costa a la red central (en oposición a la generación diesel descentralizada) también puede funcionar bien: por ejemplo, en su impulso por la electrificación, Equinor conectó recientemente su campo Johan Sverdrup, que se encuentra a 140 kilómetros de la costa, a la red . Si los productores de aguas arriba electrificaran la mayoría de sus operaciones, eso podría sumar hasta 720 tCO 2 e al año en reducción para 2050, a un costo estimado de $ 10 / tCO 2e, dependiendo de los costos locales de electricidad.

Reducción de emisiones fugitivas. Las empresas pueden reducir las emisiones de metano, un potente GEI, mejorando la detección y reparación de fugas (LDAR), instalando unidades de recuperación de vapor (VRU) o aplicando la mejor tecnología disponible (como sellos mecánicos dobles en bombas, sellos de gas seco en compresores) y anillos de empaquetadura de carbono en vástagos de válvula).5 5 Una compañía reemplazó los sellos en las válvulas de seguridad de presión, que se había encontrado que eran una fuente frecuente de fugas, y luego pudo monetizar estas corrientes de gas ahorrado o capturado. Estimamos que la reducción de las emisiones fugitivas y las quemaduras podría contribuir con 1.5 GtCO 2 e en la reducción anual para 2050, a un costo de menos de $ 15 / tCO 2 e.

Equipos electrizantes. Una compañía reemplazó las calderas de gas con sistemas eléctricos de producción de vapor, incluido el almacenamiento a alta presión para el suministro de vapor nocturno, para soportar las unidades de separación. El proyecto se amortizará en menos de diez años. En muchas circunstancias, ya existe un buen argumento comercial, por razones puramente financieras, para combinar el uso de energía solar y de gas en lugar de las calderas convencionales.

Reducción de la quema no rutinaria a través de una confiabilidad mejorada. Un operador descubrió que el 70 por ciento de todas las emisiones de quema provenían de la quema no rutinaria, principalmente como resultado de una baja confiabilidad. Por lo tanto, se centró en mejorar sus operaciones, por ejemplo, realizando mantenimiento predictivo y reemplazando el equipo. Estas acciones no solo redujeron las emisiones sino que también aumentaron la producción. Los mejores operadores de su clase están logrando avances significativos en confiabilidad gracias al mantenimiento basado en el área y la multiespecialización. El análisis predictivo puede reducir la frecuencia de interrupciones en los compresores u otros equipos.

Reducción de la quema de rutina mediante una infraestructura y procesamiento de gas adicional mejorado. Si bien algunas quemaduras pueden ser inevitables, las limitaciones de capacidad de la infraestructura pueden generar más de lo que las empresas o el público podrían desear. En la cuenca del Pérmico, por ejemplo, se registraron 661 millones de pies cúbicos por día (mcf / d) en el primer trimestre de 2019. Para abordar este desafío se requieren instalaciones adicionales de procesamiento de gas, así como infraestructura de recolección y transporte. Ayudará el gasoducto de gas natural Gulf Coast Express, que entró en funcionamiento en septiembre. Se están discutiendo otros 16 mil millones de pies cúbicos por día (bcf / d) de aumentos de capacidad planificados en tuberías desde el Pérmico hasta la Costa del Golfo.

Aumento de la captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS). Si bien se proyecta que esta tecnología jugará un papel menor en la descarbonización general del sector, los jugadores de O&G aún pueden influir significativamente en su adopción y desarrollo. Hay 19 instalaciones CCUS a gran escala en operación comercial ; cuatro más están en construcción y otros 28 en desarrollo. También hay una serie de proyectos piloto y de demostración. Juntas, las plantas en construcción y en operación pueden capturar y almacenar alrededor de 40 MtCO 2cada año La capacidad total de CCUS podría aumentar hasta 200 veces para 2050. En este mercado, la industria petrolera está bien posicionada para liderar porque ya usa el carbono capturado a través de CCUS para su uso en la recuperación mejorada de petróleo (EOR). Ese aceite también es menos intensivo en emisiones que la variedad extraída convencionalmente.

Varios países están buscando acelerar el desarrollo de CCUS. En 2018, por ejemplo, el Congreso de los Estados Unidos aprobó una disposición (45Q) que aumenta el crédito fiscal que las plantas e industrias de energía pueden tomar para almacenar o usar carbono capturado. El Congreso está considerando un proyecto de ley, conocido como USE IT, para apoyar la construcción de instalaciones CCUS y tuberías de CO 2 y para financiar la investigación sobre la captura directa del aire. El argumento comercial para CCUS funciona solo en condiciones económicas específicas, como la desgravación fiscal o la imposición de un precio del carbono. Sin algún tipo de marco regulatorio, CCUS no crea valor en sí mismo.

CCUS cuesta $ 20 / tCO 2 e para procesos seleccionados en el sector de petróleo y gas, pero tanto como $ 100 a $ 200 / tCO 2 e en otras industrias, como el cemento. Una empresa para observar es el Proyecto de gas limpio en el norte de Inglaterra, donde un consorcio de seis compañías de petróleo y gas está construyendo lo que podría ser la primera planta comercial de gas natural con capacidad CCUS completa.

Reequilibrio de carteras. Los operadores están comenzando a analizar de cerca sus opciones de cartera ascendente. Los depósitos de mayor emisión son casi tres veces más intensivos en emisiones que los más bajos. Por ejemplo, los reservorios complejos (altamente viscosos, en aguas profundas o ultraprofundas, compartimentados o con alta presión y temperatura) pueden estar en desventaja de emisiones estructurales. Por lo tanto, pueden volverse cada vez menos atractivos para desarrollarse en el futuro.

¿Qué pueden hacer los operadores intermedios?

Los operadores intermedios están explorando muchas de las mismas ideas, como la eficiencia energética y la electrificación del calor y la energía de baja a media temperatura. Pero también tienen opciones distintivas.

Eficiencia energética. La eficiencia es un factor en cada parte de la industria, por supuesto, pero las nuevas tecnologías específicas pueden hacer una gran diferencia. La tecnología de recuperación de calor residual y las bombas de calor de temperatura media en refinerías, por ejemplo, reducen la cantidad de energía primaria utilizada en la destilación. Una compañía ahorró € 15 millones en gastos de capital al pronosticar su uso de vapor requerido hora por hora e incorporarlo en un modelo termodinámico para determinar las especificaciones requeridas para el equipo de reemplazo.

Hidrógeno verde

La producción de hidrógeno a través de la electrólisis se ha vuelto más técnicamente avanzada y menos costosa. Bloomberg New Energy Finance estima que el costo del hidrógeno podría caer hasta dos tercios para 2050. El uso de energía renovable en lugar de la reforma de metano de vapor (SMR) para impulsar la electrólisis podría ofrecer a las refinerías una forma de reducir las emisiones, un resultado conocido como " hidrógeno verde ". Una alternativa, "hidrógeno azul", utiliza SMR más CCUS. El atractivo de las diferentes tecnologías depende de la economía local, en particular, la disponibilidad de capacidad de almacenamiento barata para CCUS o electricidad renovable barata.

El hidrógeno verde no es una tecnología especulativa en petróleo y gas. Shell e ITM Power, una compañía de almacenamiento de energía limpia y combustible limpio con sede en el Reino Unido, están construyendo la planta de electrólisis de hidrógeno más grande del mundo en una refinería alemana, con el apoyo de la Unión Europea. Los ingresos provendrán de la venta de hidrógeno a la refinería, que lo usará para procesar y actualizar sus productos y para pagos de balance de red al sistema de transmisión alemán. Ese modelo de negocio justifica la instalación.6 6

Grietas eléctricas de alta temperatura. En la refinación, varios proyectos piloto utilizan bobinas eléctricas (en lugar de gas combustible) para proporcionar calor. La tecnología aún se encuentra en una etapa temprana y de pequeña escala. Además, la economía es sensible al precio de la electricidad en comparación con el gas y a las opciones para vender el gas combustible. Esos aspectos económicos mejoran si la inversión se coordina con el ciclo de inversión natural para respaldar gastos de capital adicionales, y, por supuesto, si la energía se puede comprar o generar bajo condiciones financieras favorables.

Materias primas más ecológicas. Reemplazar algunas materias primas de petróleo convencionales en refinerías con materias primas de base biológica o materiales plásticos reciclados (inicialmente, mediante pirólisis o gasificación) también reduciría las emisiones, no solo del Alcance 1 sino también, en gran medida, las emisiones del Alcance 3. En un mundo cada vez más descarbonizado, esto puede extender la vida útil de los activos de refinación.

*Socia en la oficina de McKinsey en Londres

**Consultor en Amsterdam

***Socio principal 

****Socio asociado


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