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PRONÓSTICOS
Rystad: Cuál será el gasto en servicios de captura y almacenamiento de CO2 para 2025
RYSTAD ENERGY/ENERNEWS
17/03/2022

El gasto del sector de servicios en desarrollos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) se disparará esta década, cuadruplicándose de 2022 a 2025, con un gasto global acumulado durante los próximos tres años que supere los US$ 50.000 millones, según indica la investigación de Rystad Energy.

Se proyecta que el gasto total para proyectos comerciales anunciados en 2022 alcance los US$ 4.400 millones, frente a los US$ 2.800 millones del año pasado. Luego, se espera que el desembolso casi se triplique en 2023, superando los US$ 11.000 millones para el año. 

Las proyecciones muestran que para 2024 y 2025 habrá US$ 18.000 millones y US$ 19.000 millones adicionales, respectivamente, lo que eleva el total proyectado a US$ 52.000 millones a mediados de la década. Estos totales solo incluyen proyectos anunciados, suponiendo que todos los proyectos avancen según lo planeado, y no representan desarrollos piloto o solo de demostración.

El efectivo se gastará en una amplia gama de servicios relacionados con la instalación de la unidad de captura, el transporte del dióxido de carbono (CO2) y el almacenamiento. Europa y América del Norte impulsarán el gasto, con 63 de los 84 proyectos CCS comerciales anunciados que se espera que comiencen a operar para 2025 ubicados en estas dos regiones.

“La tecnología CCS se considera un componente fundamental de la descarbonización social necesaria para una transición energética exitosa. Aunque la tecnología se remonta a la década de 1970, la cantidad de anuncios de proyectos CCS ha aumentado en los últimos dos años y, como resultado, se espera que el gasto del sector de servicios se dispare en los próximos años”, dice Lein Mann Hansen, analista superior en Rystad Energy.

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Hay 56 proyectos CCS comerciales que ya están en funcionamiento en todo el mundo, capaces de capturar hasta 41 millones de toneladas por año (tpa) de CO2 en varias industrias. Según los proyectos ya anunciados, cerca de 140 plantas CCS podrían estar operativas para 2025, capturando al menos 150 millones de tpa de CO2 si todos los proyectos avanzan según lo programado. Estos proyectos se encuentran actualmente en varias etapas de desarrollo, incluyendo factibilidad, concepto y construcción.

Casi dos tercios del gasto total del servicio se destinarán a equipar la instalación con el componente de captura de CO2 y mantener las operaciones. Los costos de ingeniería, adquisición, construcción e instalación (EPCI, por sus siglas en inglés) serán el principal impulsor del gasto, contribuyendo con alrededor de US$ 35.000 millones al total de US$ 55.000 millones para 2025.

El gasto anual de EPCI alcanzará los US$ 12.000 millones en 2025, un aumento de más del 300% con respecto a los US$ 2.800 millones proyectados para este año.

El transporte, que sigue a la captura del CO2, requerirá compras de servicios por un valor de US$ 8.500 millones hasta 2025. El CO2 se puede transportar comercialmente en forma de gas y líquido al área de almacenamiento mediante tuberías, camiones y barcos. 

Dentro de cada proyecto y dependiendo de la distancia de transporte y la ubicación del lugar de almacenamiento de destino, el modo de transporte puede variar. Los oleoductos se utilizan ampliamente para transportar CO2, y hay 51 oleoductos en tierra operativos, 38 de los cuales están ubicados en América del Norte.

El almacenamiento en tierra es actualmente el modo dominante de almacenamiento, ya que es más barato y menos complejo. Sin embargo, habrá un aumento en la cantidad de sitios de almacenamiento en alta mar impulsados ​​por Europa, incluidos los Países Bajos y el Reino Unido, en los próximos años. 

Hay cinco oleoductos en alta mar operativos, pero el número podría aumentar a 50 una vez que los proyectos planificados y en construcción con un sitio de almacenamiento en alta mar entren en funcionamiento. Por lo tanto, se requerirá capital adicional para instalar las tuberías submarinas necesarias para transportar el CO2 al sitio de almacenamiento. Esto conducirá al crecimiento en el segmento de instalación de tuberías, envíos y alta mar submarinos en los próximos años. 

Los camiones se pueden utilizar para transportar pequeñas cantidades de CO2 y tener la flexibilidad de recolectar y entregar en varios lugares. Los camiones son ampliamente utilizados en países como China.

El tercer y último paso en la mayoría de los casos es el almacenamiento. El proceso comienza con la identificación de la ubicación potencial de almacenamiento y es seguido por la perforación de pozos con fines de inyección y monitoreo, con las herramientas de perforación asociadas y los productos tubulares para campos petrolíferos (OCTG) que se requieren en ese momento. 

El proceso de almacenamiento incurrirá en al menos US$ 9.000 millones en compras de servicios hasta 2025.

La mayoría de estas nuevas incorporaciones provendrán de Europa y América del Norte, que representan el 85% de las compras de servicios previstas hasta 2025. El mercado europeo representará más del 50% de las compras a pesar de tener casi la misma cantidad de proyectos en el gasoducto como América del Norte. Esto se debe a que muchos de los próximos proyectos nuevos en Europa almacenarán CO2 en alta mar. 

El almacenamiento en alta mar es más costoso ya que requiere, por ejemplo, colocar tuberías submarinas para el transporte utilizando embarcaciones de tendido de tuberías, plataformas en alta mar que operan a tarifas más altas para perforar pozos de inyección, y se combina con tarifas de mano de obra más altas en la región.

El crecimiento en Europa se ve impulsado por los altos precios del Sistema de Comercio de Emisiones de la Unión Europea (EU ETS) junto con políticas de carbono favorables y el apoyo a proyectos CCS. 

El panorama de CCS de América del Norte continúa cobrando impulso con múltiples proyectos anunciados en los EE.UU. y Canadá, impulsados ​​por incentivos y fondos nacionales que respaldan la tecnología.


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*La información y las opiniones aquí publicados no reflejan necesariamente la línea editorial de Mining Press y EnerNews

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