nuevas tecnologías de generación...
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Pontificia Universidad Católica de Chile
Escuela de Ingeniería
Departamento de Ingeniería Eléctrica
2014
Nuevas tecnologías de
generación termoeléctrica Una visión de los IGCC
Benjamín Maluenda
Pierre Fraissinet
Contenidos
Introducción: motivación del tema y contexto .............................................................................. 2
Tecnología IGCC: descripción de centrales y diferencias con convencionales ..................... 3
Para describir la tecnología del Ciclo Combinado con Gasificación Integrada, se deben
primero describir sus componentes clave. ............................................................................... 3
El Ciclo Combinado ...................................................................................................................... 3
La Gasificación ............................................................................................................................. 3
La tecnología IGCC ...................................................................................................................... 7
Estado del arte de la tecnología: Proyectos existentes y en desarrollo ................................ 10
Existentes: ................................................................................................................................... 10
Polk Power Station ................................................................................................................. 11
Willem-Alexander Power Plant ............................................................................................. 12
Nakoso Power Station ........................................................................................................... 12
Puertollano Power Plant ........................................................................................................ 13
Wabash River Power Station ................................................................................................ 13
Vresova Power Plant.............................................................................................................. 14
Negishi Power Station............................................................................................................ 14
Wakamatsu Eagle .................................................................................................................. 14
Futuros: ........................................................................................................................................ 15
Ventajas y desventajas económicas comparativas: costos de capital, suministro del
combustible y operación del ciclo ................................................................................................ 16
Costos de capital ........................................................................................................................ 16
Suministro del combustible ....................................................................................................... 17
Operación del ciclo ..................................................................................................................... 18
Control de emisiones y desechos ................................................................................................ 18
Análisis económico para el caso chileno: comparación de central IGCC con centrales
termoeléctricas convencionales ................................................................................................... 20
Proyecciones de la tecnología en Chile y el mundo ................................................................. 26
Referencias ..................................................................................................................................... 30
Anexos ............................................................................................................................................. 33
Introducción: motivación del tema y contexto
A pesar de la emergencia de nuevas fuentes de energía eléctrica durante el Siglo XX, como los ciclos combinados de gas natural, la energía solar, las centrales nucleares, entre muchas otras, gran parte de la producción de electricidad aún se basa en los combustibles fósiles, especialmente en el carbón. Del carbón se obtuvo el 41% de la electricidad consumida mundialmente en el 2012
[47] y se estima que esa proporción se mantendrá para el año 2020. En Chile, la generación de
energía eléctrica proviene en un 20% del carbón[3]
y gran parte de este carbón es comprado al extranjero.
Para la planificación del aprovisionamiento futuro de electricidad juegan tres factores cuyas importancias relativas, condicionadas por diversas sensibilidades o percepciones, en diferentes períodos, determinan la solución que se adopte. Estos factores son la seguridad de abastecimiento, el problema ambiental y el precio final de la energía admisible para los consumidores. Estos tres factores se deben conjugar para adoptar una estrategia nacional energética.
Independiente de la estrategia que se adopte, es indudable que en un país en vías de desarrollo la tecnología termoeléctrica seguirá jugando un rol importante durante varios años. En Chile, 90% del gas natural consumido es importado en la forma de gas natural licuado (GNL) por barcos y debe ser regasificado en terminales costeros, debido a que la producción nacional es pequeña y concentrada en su región más austral, además de ostentar problemas políticos con sus países limítrofes que podrían abastecerle de gas natural vía gasoductos a bajos precios. Por estas razones, importar gas natural tiene un costo alto para Chile y existe una alta fluctuación del precio. La utilización de petróleo tiene problemas similares, ya que casi su totalidad es importada a precios en cierta medida volátiles y altos. Por otra parte, el aprovisionamiento de carbón es seguro, dado que existe producción local, el mercado internacional es confiable y existen reservas de este para abastecer el consumo mundial durante varias décadas. Su precio es mucho más estable y previsible que el de otros hidrocarburos. No obstante, desde un punto de vista ambiental tiene el inconveniente de los contaminantes que se liberan en su combustión, dada su composición química y habitual humedad, y el relativamente bajo rendimiento del ciclo utilizado en centrales clásicas que condiciona la razón de producción de CO2 por kWh producido.
La gasificación del carbón es un proceso mediante el cual se genera un gas sintético o syngas a partir de él mediante reacciones termoquímicas. Este gas tiene un componente de hidrógeno elemental importante, por lo que es altamente combustible y pueden eliminarse sus contaminantes antes de la combustión del gas. Además, este syngas se puede utilizar en ciclos combinados con rendimientos muy elevados, cuyo máximo aún no se ha alcanzado, lo que reduce las emisiones de CO2 por unidad de energía eléctrica producida y previsiblemente lo hará aún más en futuras instalaciones. La gasificación y el proceso de limpieza del gas encarecen, sin embargo, la energía producida en comparación a la que se genera en una central de ciclo combinado con gas natural.
Dadas las condiciones descritas, los Ciclos Combinados con Gasificación Integrada o Integrated Gasification Combined Cycle aparecen como una oportunidad de combinar la flexibilidad y eficiencia de los ciclos combinados con la fiabilidad y abundancia del carbón. Además, su flexibilidad en la operación permite complementar la generación de fuentes intermitentes como las ERNC.
Tecnología IGCC: descripción de centrales y diferencias con convencionales
Para describir la tecnología del Ciclo Combinado con Gasificación Integrada, se deben primero
describir sus componentes clave.
El Ciclo Combinado
Una de las tecnologías más empleadas para la generación de electricidad es la tecnología de Ciclo
Combinado (CC). Consiste en la combinación de turbinas de gas con turbinas de vapor. En este
proceso, las altas temperaturas de los gases de escape de la turbina de gas se aprovechan
mediante una Caldera de Recuperación (HRSG), para generar el vapor de agua que se expande
en la turbina de vapor. Se conjugan así las ventajas de los ciclos termodinámicos de gas y de
vapor, ya que se logra una alta temperatura de absorción en el ciclo de la turbina de gas con
eficiencias hasta del 55%.
La Gasificación
La gasificación es un proceso termoquímico por el que se transforma el carbón en un gas
combustible, gas de síntesis o en inglés, syngas, mediante oxidación parcial con aire, oxígeno o
vapor de agua. A diferencia de los procesos de combustión de carbón, la gasificación se realiza
con defecto de oxígeno. De esta forma, el gas combustible obtenido está compuesto
principalmente de monóxido de carbono (CO) e hidrógeno (H2), y conserva la mayor parte de la
energía del combustible inicial. A nivel industrial, la gasificación de carbón no es un proceso
novedoso, sino largamente conocido y empleado. A comienzos del Siglo XIX ya era usado para la
producción del gas de ciudad, empleado para calefacción e iluminación. Posteriormente, la
gasificación ha sido ampliamente utilizada para la síntesis de productos químicos como amoniaco,
urea, metanol y gasolinas. Recientemente, ha cobrado un gran interés la aplicación de la
gasificación a la generación de electricidad en ciclos combinados. Esto es debido a que esta
tecnología combina las ventajas de un combustible como el carbón, con las ventajas de un ciclo
termodinámico eficiente como el combinado.
Química de la gasificación
En el proceso de gasificación se producen simultáneamente un gran número de reacciones
químicas en serie y en paralelo, pudiéndose distinguir tres etapas fundamentales:
i. Pirólisis
Tras el secado y calentamiento, en el que se desprenden volátiles, se produce la pirólisis o
descomposición térmica del carbón. En este proceso se origina una fracción gaseosa rica en H2, y
un residuo carbonoso o char.
Char
Carbón + CALOR → Líquidos (alquitranes y aceites)
Gases (CO, H2, CO2, CH4, SH2, NH3, N2, Cn Hm
ii. Combustión
Los gases originados se queman, consumiéndose la mayor parte del oxígeno alimentado al
gasificador. Las reacciones son exotérmicas y desprenden el calor necesario para producir las
reacciones de gasificación.
H2 + 1/2 O2 → H2O (-ΔHrº) = 241 kJ/mol
CO + 1/2 O2 → CO2 (-ΔHrº) = 283 kJ/mol
A su vez, el residuo carbonoso reacciona parcialmente con el oxígeno no consumido, hasta que
éste se agota.
C + 1/2O2 → CO (-ΔHrº) = 110 kJ/mol
C + O2 → CO2 (-ΔHrº) = 393 kJ/mol
iii. Gasificación
Una vez consumido todo el oxígeno, se producen las reacciones entre los gases de combustión
(CO2 y H2O) y el char, generando CO y H2. Las reacciones de gasificación tienen lugar como
consecuencia de que se alimenta únicamente entre 1/3 y 1/5 del oxígeno estequeométrico
requerido para la combustión total. Para que ocurran estas reacciones se necesita, además, gran
cantidad de calor. Este calor es obtenido de la combustión previa de una parte del carbón
gasificado.
C + CO2 ↔ 2CO (-ΔHrº) = -167 kJ/mol
(Reacción de Boudouard, endotérmica)
C + H2O ↔ CO + H2 (-ΔHrº) = -125,4 kJ/mol
(Gasificación con vapor, endotérmica)
La relación en que se van a encontrar CO y H2, principales componentes del gas final, está
determinada por la reacción de equilibrio agua-gas:
CO + H2O ↔ CO2 + H2 (-ΔHrº) = 42 kJ/mol
La composición final del gas de síntesis depende de las condiciones de presión y temperatura, que
a su vez depende de los diferentes equilibrios que se establecen según el combustible y los
agentes gasificadores (aire u oxígeno, vapor de agua) empleados.
A elevadas temperaturas disminuyen las concentraciones de H2O y CO2, mientras que aumentan
las de CO y H2. En cambio, al aumentar la presión, disminuyen las concentraciones de CO y H2,
aumenta la de H2O, y apenas varía la de CO2. Además, en los procesos a baja temperatura se
producen cantidades apreciables de especies como metano (CH4), alquitranes, aceites y fenoles.
Compuestos contaminantes del carbón
Por las condiciones reductoras en que se produce la gasificación, el azufre del carbón no se
convierte en SO2, sino en H2S y COS. De forma similar, el nitrógeno del carbón se transforma en
NH3 y HCN. Estas especies contaminantes se pueden eliminar con facilidad mediante procesos de
lavado con agua y absorción con disolventes, obteniéndose así un gas de síntesis limpio. La falta
de producción de óxidos de nitrógeno y de azufre es una característica importante de la tecnología
IGCC, pues implica una facilidad para reducir la emisión de contaminantes locales con la que otras
tecnologías de generación termoeléctrica no cuentan.
Balance energético de la gasificación
El valor del gas de síntesis radica en que contiene la mayor parte de la energía química presente
en el carbón inicial. En los gasificadores modernos, con elevada conversión del combustible, se
puede obtener de forma aproximada este reparto de la energía que representa el combustible
alimentado[42]
:
• Poder calorífico del gas de síntesis: 75% del poder calorífico del carbón.
• Calor sensible en el gas de síntesis: 15% del calor alimentado como combustible sólido. Esta
energía se recupera en etapas posteriores del ciclo IGCC en el enfriamiento del gas, mediante la
recuperación de calor para producir vapor.
• Calor en el residuo sólido, escoria fundida y ceniza seca, y pérdidas de calor al ambiente: 10%.
Como se expone, aproximadamente el 90% de la energía calórica que tiene el carbón alimentado
es utilizada en el ciclo.
Tecnologías de gasificación
Existe un gran número de sistemas de gasificación diferentes. En función del régimen de flujo, se
puede hablar de tres tipos de gasificadores-
I. Lecho fijo: El carbón se alimenta seco por la parte superior del reactor y desciende lentamente reaccionando con los gases que fluyen en contracorriente a través del lecho. En su camino descendente, el carbón experimenta de forma sucesiva los procesos de secado, calentamiento, pirólisis, gasificación y combustión. Las cenizas pueden extraerse secas o fundidas. El gas producto tiene baja temperatura (400-500ºC) y contiene cantidades importantes de alquitranes y aceites.
II. Lecho fluidizado: Las partículas de combustible se introducen en un flujo ascendente de gas, en el que se encuentran suspendidas mientras se produce la reacción. La temperatura de operación es inferior a la de fusión de las cenizas del combustible (800-1.050ºC), para que éstas se puedan descargar en forma seca o aglomerada.
III. Lecho arrastrado: El carbón y los agentes gasificantes fluyen en la misma dirección, con velocidades muy superiores a las que se dan en el resto de tipos de gasificadores. La alimentación del carbón pulverizado, que puede ser seca (con nitrógeno) o húmeda (en mezcla con agua), se realiza a través de quemadores de oxidación parcial. La temperatura de operación es muy elevada (1.200-1.600ºC), y las cenizas se extraen fundidas por la parte inferior.
Los tres tipos de gasificadores se desarrollaron antes de 1950. Sin embargo, en los años 1970 y
1980 se adaptaron los diseños para trabajar en condiciones de alta presión, permitiendo aumentar
la capacidad de producción y el rango de aplicaciones posibles. En la Figura 1 se puede observar
un esquema de los tres tipos de gasificadores.
Figura 1: Tipos de gasificadores.
Disponible en: http://es.scribd.com/doc/100664267/Tipo-de-Gasificadores
La gasificación permite transformar combustibles sólidos, de bajo valor y potencialmente
contaminantes, en un gas limpio que, por su facilidad de transporte, presión, composición y
contenido energético, presenta múltiples aplicaciones. Es por tanto un proceso intermedio, en el
que se confiere valor añadido a la materia prima utilizada, habilitándola para ser empleada en la
obtención de diferentes productos[21]
.
Estos pueden ser electricidad, de forma limpia y altamente eficiente, mediante la utilización del gas
de síntesis sustituyendo al gas natural en ciclos combinados, como en centrales IGCC, o incluso en
pilas de combustible de alta temperatura. Otra aplicación del syngas es la producción de
hidrógeno, consumido en refinerías y, en el futuro, en pilas de combustible para automoción y
producción de electricidad. El gas de síntesis se emplea también para la obtención de amoniaco,
producto base para la fabricación de fertilizantes; urea, metanol y, a través del proceso Fischer-
Tropsch, para la obtención directa de gasolinas.
Mediante la combinación de diferentes unidades de proceso, de forma modular, se puede adaptar
el diseño básico de una central IGCC a una configuración de planta multi-productos, que pueda
ajustarse de forma óptima a las demandas del mercado en cada momento. Además, de esta forma
se puede extraer todo el valor posible al gas sintético, lo que es imposible con otros combustibles
como el carbón.
En la Figura 2 siguiente se han resumido las distintas posibilidades existentes en una planta de
gasificación. Es importante notar que estos procesos se pueden llevar a cabo de manera paralela y
no son excluyentes.
Figura 2: Procesos en base a gasificación del carbón.
La tecnología IGCC
La tecnología IGCC permite el uso de combustibles sólidos, como el carbón, coque de petróleo o
petcoke, biomasa, residuos alquitranados o líquidos en una central térmica con la eficiencia y los
beneficios ambientales propios de los ciclos combinados. Para ello, supone la integración de las
tecnologías ya descritas, de forma que el combustible es gasificado con el oxígeno producido en
una Unidad de Separación de Aire o Air Separation Unit (ASU), y el gas sintético producido es
enfriado, y limpiado exhaustivamente de partículas sólidas y contaminantes para su combustión en
la turbina de gas de un ciclo combinado.
Por producirse la limpieza del gas antes de su combustión, las centrales IGCC tienen un
comportamiento ambiental muy superior al de las centrales térmicas de carbón clásicas, en las que
la limpieza de gases se realiza tras la combustión, de forma por tanto menos efectiva y más
costosa que en las IGCC. Existen múltiples variaciones sobre el esquema básico de un IGCC,
siendo el aspecto fundamental del diseño el grado de integración entre las unidades. Se puede
hablar de tres niveles de integración:
1. Integración de los sistemas agua-vapor de la Isla de Gasificación y del Ciclo Combinado. El
agua de alimentación de calderas se precalienta en una sección de la caldera de
recuperación del ciclo combinado (HRSG) y se envía a Gasificación, donde se produce
vapor saturado por intercambio de calor con el gas crudo. Este vapor saturado se exporta a
la HRSG, para su sobrecalentamiento y expansión en la turbina de vapor, generando
electricidad adicional.
2. Integración lado nitrógeno entre ASU y Ciclo Combinado. El N2 impuro, subproducto de la
ASU, es comprimido y mezclado con el gas de síntesis para reducir las emisiones de NOx
y aumentar la potencia en la turbina de gas.
3. Integración lado aire entre ASU y Ciclo Combinado. De forma parcial o total, el aire
comprimido que requiere la ASU es extraído del compresor de la turbina de gas.
En las Figuras siguientes se presenta una configuración típica de central IGCC, y los
distintos niveles de integración posibles.
Figura 3: Diagrama de bloques y opciones de integración para una central IGCC
Figura 4: Diagrama detallado de IGCC integrado.
Disponible en: http://www.flowserve.com/es_ES/Industries/Power-Generation/IGCC/Flowserve-
Products-Used-in-IGCC-Units%2Cen_US
La integración de los sistemas agua/vapor es normal en todas las Centrales IGCC en operación.
Por el contrario, la integración entre ASU y CC es una opción mucho más discutida. Los diseños
altamente integrados suponen una mayor eficiencia de la central, puesto que se reducen los
consumos de auxiliares de los compresores de aire y productos de la ASU. Sin embargo, implican
tiempos de arranque más largos, en los que se consume el combustible de apoyo utilizado para
arrancar las turbinas (gas natural en la mayoría de los casos).
De las centrales IGCC con carbón en operación, en Europa se ha primado el diseño altamente
integrado por su mayor eficiencia, mientras que en Estados Unidos, con precios de combustible
inferiores, se ha preferido la mayor disponibilidad y flexibilidad que ofrece el diseño no integrado.
Actualmente se tiende a diseños en los que el aire que necesita la ASU provenga en parte del
compresor de la turbina de gas y en parte de un compresor independiente. Esto proporciona la
flexibilidad necesaria para arranques más rápidos, y un consumo auxiliar intermedio entre las dos
opciones.
Eficiencia de la tecnología IGCC
La tecnología IGCC presenta eficiencias superiores al resto de tecnologías comerciales de
generación eléctrica a partir de carbón, como se puede observar en la Tabla 1.
Tecnología
Eficiencia
bruta
(%PCI)
Eficiencia
neta
(%PCI)
IGCC
ELCOGAS Lecho arrastrado 47,1% 42,2%
SHELL Alim. Seca 48,3% 43,1%
TEXACO No integrado 51,6% 41,2%
E-GAS 44,5% 39,2%
MITSUBISHI Aire 48% 42%
PC (Carbón
Pulverizado)
Subcrítica
(165 bar, 540°C) 37,5% 36%
Supercrítica
(240 bar, 565°C) 41,1% 39,6%
AFBC (Combustión en lecho fluidizado
atmosférico) 37,5% 36%
NGCC (Ciclo Combinado de Gas
Natural) 57,3% 56%
Tabla 1: Eficiencias de tecnologías de centrales térmicas. Fuentes: [23] y [27]
Además, hay que considerar que la tecnología IGCC tiene un importante potencial de mejora,
beneficiándose de la progresiva adaptación de turbinas de gas más avanzadas a esta aplicación.
Estado del arte de la tecnología: Proyectos existentes y en desarrollo
Existentes:
Para entender el estado actual de la tecnología es importante tener una visión global de los
proyectos existentes que la utilizan y de aquellos que aún están en desarrollo. Actualmente son 6
las grandes centrales de generación eléctrica que operan comercialmente con esta tecnología. En
la siguiente tabla se resume información clave sobre cada proyecto, como su combustible,
capacidad, eficiencia, entre otras características. En estas descripciones se omitirán características
que son comunes a todas las centrales IGCC, como por ejemplo, que la escoria residual de los
gasificadores puede ser utilizada como pavimento. Se presentan las características de estas
centrales en la Tabla 2.
Se incluye en el análisis, además, la central holandesa Willem-Alexander, que terminó sus
operaciones en abril del 2013, pero que aportó significativamente a la acumulación de experiencia
de operación de centrales IGCC. Se describe también la central Negishi, que utiliza residuos
pesados de refinerías de petróleo como combustible, ya que es interesante notar que esta
tecnología no solo se puede utilizar con carbón como input.
Tabla 2: Características de centrales IGCC con operación comercial. Fuentes: [12], [32] y [35].
Si se examina resumidamente cada central IGCC comercial que se ha instalado en el mundo, se
pueden extraer valiosas lecciones respecto a su diseño y operación. A continuación se describe de
manera general cada central.
Polk Power Station
Este fue un proyecto apoyado por el Departamento de Energía (DOE) de los EEUU y recibió
MMUS$120 como parte del plan gubernamental Clean Coal Technologies. La central consiste en
una unidad IGCC original de 250 MW, sumada a 2 unidades de 180 MW y 2 de 160 MW, que
utilizan gas natural en un ciclo simple[39]
. Las últimas cuatro unidades fueron agregadas después a
la central.
El agua utilizada en la unidad 1 es reciclada completamente, minimizando la toma y descarga de
agua[38]
. Las emisiones de NOx son minimizadas inyectando nitrógeno al syngas desde la Unidad
de Separación de Aire. La gasificación del carbón se realiza mediante soplido de oxígeno con
tecnología Texaco y el combustible es alimentado en forma de lodo viscoso. Este sistema puede
gasificar 2.200 toneladas de carbón bituminoso o petcoke al día. El sistema de remoción de azufre
utiliza soluciones MDEA y una planta Claus para luego producir ácido sulfúrico de alta pureza, que
tiene un importante lugar en el mercado de fosfatos en Florida. El resto de los circuitos de vapor,
syngas y carbón son los mismos que una central IGCC “convencional”, para maximizar la eficiencia
del circuito.
Nombre
Polk Power
Station
Willem-Alexander
Power Plant
Puertollano Power
Plant
Nakoso Power
Station
Vresova Power
Plant
Negishi Power
Station
Wabash River
Power Station
Operador Tampa Electric N. V. NUON Energy ELCOGAS
Clean Coal Power
R&D / Joban Joint
Power Company SUAS
Nippon Petroleum
Refining Co.
sgSolutions /
Duke Energy
Ubicación
Polk County,
Florida, EEUU
Buggenum, Países
Bajos Puertollano, España Iwaki City, Japón
Vresova,
República Checa Yokohama, Japón
Vigo County,
Indiana, EEUUInicio de operación
demostrativa 1996 1994 no aplica 2007 no aplica no aplica 1995Inicio de operación
comercial 2001 1998 1998 2013 1996 2003 1999
Potencia instalada
neta (MW) 250 253 298 250 400 342 262
Eficiencia térmica
(respecto al PCS) 37,5 41,4 41,5 40,5 n.d. 46 39,7
Combustible
Bituminoso /
petcoke
Bituminoso /
biomasa (madera
30%)
Bituminoso /
petcoke
Bituminoso / Sub
bituminoso Lignita Asfalto
Bituminoso /
petcoke
Turbina de gas GE MS7001FA Siemens V94.2 Siemens V94.2
Mitsubishi M 701
DA
EGT Frame 9E
(9171 E) Mitsubishi M 701F GE MS7001FA
Gasificador
GE Energy /
Chevron Texaco Shell Prenflo
Experimental
(soplado por aire) Lurgi & FE
GE Energy /
Chevron Texaco Conoco Philips
Recuperador de
azufre
Planta de
H2SO4 Planta Claus Planta Claus
Recuperador de
Gypsum Planta de H2SO4 Lurgi Oxyclaus Planta Claus
Recuperación de
azufre (%) 98 99 99 [SOx]=1 ppm n.d. 99,8 99
Es interesante notar que el sitio elegido para su construcción fue decidido por un grupo de trabajo
de 17 personas provenientes de distintos grupos ambientalistas, universidades e industrias del
Estado de Florida. Esto permitió que el proyecto se desarrollara con rapidez y sin oposición
pública.
Willem-Alexander Power Plant
En Buggenum se construyó la primera planta IGCC para objetivos comerciales. Utilizó un
gasificador Shell que soplaba oxígeno y recibía carbón pulverizado seco o madera seca, hasta un
máximo de 30% en peso. Podía procesar hasta 2.000 toneladas de combustible al día y ha sido la
única planta IGCC de gran escala en utilizar biomasa[22]
. Luego de remover el azufre del syngas
utilizaba una planta de Claus para obtener azufre elemental. Para reducir las emisiones de NOx se
satura el syngas con agua y se le inyecta nitrógeno desde la ASU. El agua es tratada y reciclada
en la misma central, por lo que no existe toma y descarga del refrigerante.
Esta planta fue construida por un consorcio, Demkolec, dueño de una planta termoeléctrica a
carbón cercana, ubicada en la misma ribera del río Maas. Esto permitió a la planta de Buggenum
utilizar el muelle de carbón y las instalaciones para su manejo y transporte, ahorrando costos[30]
. La
evaluación general de la planta ha sido de una buena operación, dado que sus niveles de
emisiones de NOx, SO2, material particulado y metales pesados han sido menores incluso que
muchas centrales que operan con gas natural. Además, llegaron a operar con factores de planta
del 80%, de los mejores que se observan en esta joven industria. El cierre de esta planta se
produjo en abril del 2013, ocasionado por los bajos precios de la energía eléctrica en Países Bajos
y a los altos costos de operación de esta pequeña central[45]
.
Nakoso Power Station
La central de Nakoso es un proyecto de Clean Coal Power R&D, iniciativa conjunta de Mitsubishi
Heavy Industries (MHI), el Ministerio de Economía japonés y otras compañías. Es una planta que
provee energía a la red, pero fue experimental en cuanto buscó acumular experiencia de operación
y utilizar nuevas tecnologías. Utiliza un gasificador experimental Mitsubishi por soplado de aire y es
alimentado por carbón pulverizado seco, hasta 1.700 toneladas por día. Se ha operado con
distintas variedades de carbón, con buenos resultados, como son carbones bituminosos de
Colombia, Canadá o China, y con sub bituminosos de Indonesia y EEUU[32]
, los que pueden incluso
contener humedad. La ASU es pequeña y está integrada en el gasificador para proveer de
nitrógeno para el transporte del carbón y oxígeno para enriquecer el aire del soplado. Esta ASU
utiliza aproximadamente el 3% de la potencia bruta producida por la central, mientras que en
plantas con gasificadores por soplado de oxígeno, las ASU’s consumen el 10%.
El sistema de remoción de azufre utiliza soluciones MDEA para remover el H2S del syngas y luego
se recupera como Gypsum (CaSO4.2H2O), material usado en la industria de la construcción en
Japón. La planta utiliza agua de mar como refrigerante. Es importante notar que la turbina es
pequeña, opera a 1200°C para producir 142 MW, y que podría ser reemplazada por una de alta
potencia, pero se ha mantenido la MHI M701DA para poder experimentar con la planta.
Es notorio que el proyecto haya funcionado tan bien y haya cumplido con sus metas establecidas
en cuanto a emisiones, producción de energía y potencia, eficiencia y tiempo de partida. Más aún,
cumplió con su objetivo de horas de operación en un año a pesar de haber sufrido el terremoto y
maremoto de Tohoku a solo un mes de comenzar sus operaciones. Se acumularon 5.013 horas en
su primer año en línea, para un factor de planta de ~57%, a pesar de estar paralizada por 6 meses
mientras se restauraba la funcionalidad después de la catástrofe natural.
En marzo del 2013 cesó la fase de demostración a cargo de Clean Coal Power, después de 5,5
años de exitosa operación. Se traspasó la central a la empresa Joban Joint Power Company, la
que la opera desde junio del mismo año, de manera comercial en su carga máxima.
Puertollano Power Plant
La planta de ciclo combinado ubicada en Puertollano, España, comenzó sus operaciones
comerciales en 1996 como una central de gas natural. En 1998 se convirtió en una central IGCC,
que utiliza desde entonces como combustible una mezcla de carbón sub bituminoso local, de alto
contenido de ceniza (~45%), y petcoke de una refinería cercana[14]
. El gasificador utiliza la
tecnología PRENFLO de soplado de oxígeno, sobre la mezcla de carbón y petcoke presurizado,
molido y humedecido al 2% que entra en una tasa de 2.500 toneladas diarias al gasificador. La
ASU está integrada a la planta y provee el oxígeno al gasificador y nitrógeno para presurizar el
combustible y transportarlo. Parte del nitrógeno se utiliza también para diluir el syngas antes de
entrar a la turbina y así reducir la producción de emisiones NOx. El nitrógeno separado tiene un
porcentaje de 2-4% de oxígeno, por lo que también sirve para enriquecer la mezcla justo antes de
la combustión.
La desulfuración del 99,9% se realiza con un solvente MDEA, para luego pasar el H2S por una
unidad Claus y obtener azufre elemental que puede ser comercializado. La gran cantidad de ceniza
presente en el combustible se elimina como una escoria vítrea que puede ser tratada térmicamente
para reciclarla y convertirla en productos cerámicos[1]
. Es interesante notar cómo se pueden tratar y
reciclar la gran cantidad de residuos que genera esta planta, para convertirlos en productos
comercializables. Esto demuestra que a pesar de utilizar combustibles de mala calidad, una central
IGCC puede producir energía eléctrica con muy bajas emisiones y aprovechando sus desechos.
Como parte del programa THERMIE, se experimentó la operación de la central con 4 distintas
composiciones del combustible y con todas se obtuvieron bajos niveles de emisiones, casi
completa conversión del carbono y una composición estable del syngas. Estas razones de
carbón/petcoke variaron entre 54/46 y 39/61, demostrando una potente flexibilidad.
Junto a la unidad IGCC se instaló una pequeña planta piloto como parte del European Strategic
Energy Technology Plan para demostrar el potencial de captura de CO2 utilizando la tecnología de
la pre-combustión.
Wabash River Power Station
Esta central nació con el apoyo del Departamento de Energía de los EEUU como parte del
programa Clean Coal Technologies. Tuvo una fase demostrativa entre 1995 y 1999, para reiniciar
su operación comercial en el 2005. La empresa sgSolutions opera el gasificador, mientras que
Duke Energy, la planta de poder. Esto es posible dado que el gasificador no está integrado a la
planta. Se utiliza el soplido de oxígeno y en este modelo la escoria resultante fluye constantemente
desde el gasificador. Este es capaz de procesar 2550 toneladas diarias de carbón[31]
. Este
gasificador permite la utilización de cualquier tipo de carbón que tenga menos de 5,9% de azufre,
lo que ha permitido que se usen carbones variados, principalmente bituminosos e incluso petcoke.
Al igual que muchas otras centrales, la recuperación el azufre se realiza con solventes MDEA y una
planta Claus. Para controlar las emisiones de NOx, el syngas se precalienta antes de entrar a la
turbina y se satura con humedad.
El costo total del proyecto fue de MMUS$438, lo que se traduce en precios de US$1.671/kW,
incluyendo MMUS$219 que fueron aportados por el Departamento de Energía. El factor de planta
promedió 70% en los años ’98 y ’99, aunque ha tenido algunas variaciones en años más recientes.
A pesar de ser una central de relativamente poca potencia, ha logrado producir energía de forma
confiable y con precios muy bajos para ser una tecnología IGCC. Estos precios son muy
competitivos con centrales a carbón convencionales, lo que, sumado a las casi nulas emisiones de
estas centrales, demuestra que las centrales IGCC tendrán un lugar asegurado en producción de
energía eléctrica futura.
Vresova Power Plant
Esta central, operada por Skolov Coal Corporation, es la IGCC más grande del mundo. Consiste en
dos unidades de poder de 200MW cada una, alimentadas por un gasificador que consiste en 26
unidades de tecnología Lurgi, gasificadores de lecho fijo. Este gasificador opera por soplado de
oxígeno y vapor sobre carbón particulado entre 3 y 25 mm[33]
. Esta tecnología es de gran tamaño,
aunque muy robusta, por lo que puede ser alimentada por combustibles muy variados. Soporta
carbón con contenido de ceniza de hasta 35% y humedad hasta el 30%[46]
. Esto ha permitido que
la central de Vresova opere con lignita que es obtenida de minas locales a muy bajo precio.
El 2007 se añadió a la central un gasificador Siemens para aprovechar los líquidos residuales del
gasificador Lurgi[36]
. Este convierte el alquitrán y otros desechos en syngas, aprovechando de
mejor manera el combustible, dado que el carbón de las minas de Vresova ha disminuido su
calidad.
El syngas es limpiado por un proceso Rectisol, en el que se “baña” con agua y, luego, metanol
para remover el H2S y el COS. El azufre se recupera con una planta de ácido sulfúrico húmedo
(WSA), la que produce ácido sulfúrico de un 95% de pureza. Para reducir las emisiones de NOx, se
inyecta vapor al syngas antes de entrar a la turbina. El bloque de poder tiene dos unidades de ciclo
combinado, de una turbina licenciada por General Electric y una turbina de vapor cada una.
Negishi Power Station
Esta central es un caso único, dado que fue un proyecto construido por la Nippon Petroleum
Refining Company para darle un valor agregado al asfalto que produce su refinería de petróleo en
Negishi. En junio del 2003 se inició su operación comercial, proveyendo de 342 MW, y para agosto
del 2003 había tenido un increíble factor de planta de 99,3%[35]
. La central cuenta con dos
gasificadores General Electric que utilizan soplado de oxígeno y enfriamiento por agua, que
procesan 1.700 toneladas diarias de combustible. Se utiliza un sistema avanzado de recuperación
de azufre de varias etapas. Para reducir emisiones NOx, al igual que en otras centrales, se inyecta
nitrógeno al syngas antes de la combustión. Estos procesos permiten obtener emisiones de 2 ppm
de SOx y 2,6 ppm de NOx.
La demostración de que es posible utilizar la tecnología IGCC con combustibles distintos del
carbón es interesante, pero solo es útil cuando se tiene gran capacidad de refinación de petróleo y
ese combustible no es tan caro de obtener.
Wakamatsu Eagle
Este pequeño proyecto opera desde el 2001 en Japón bajo J-Power. Es una central experimental
de 8MW.
El siguiente gráfico, Figura 5, ilustra los factores de algunas centrales IGCC mencionadas en esta
sección. El año 17 representa el 2013. Se puede apreciar una marcada curva de aprendizaje, en la
que solo a los 4 ó 5 años después del inicio de las operaciones se puede alcanzar el máximo factor
de planta de cada central. El caso de Nakoso es interesante, ya que demuestra que a medida que
se acumula experiencia con las centrales IGCC, las nuevas pueden llegar a mejores niveles de
producción en menor tiempo.
Figura 5: Disponibilidades de centrales IGCC activas comercialmente. Fuente: IEA Clean Coal
Centre. (2013). Recent operating experience and improvement of comercial IGCC. Disponible en:
http://www.iea-coal.org.uk/documents/83195/8792/Recent-operating-experience-and-improvement-
of-commercial-IGCC,-CCC/222
Futuros:
Existen diversos proyectos para futuras centrales IGCC en el mundo. Estos varían en potencia,
tecnologías de gasificación, entre otras características. Es interesante apreciar que en cada
localidad se realizan variaciones para adaptarse al contexto local.
En EEUU se proyectan dos grandes centrales IGCC, la de Edwardsport y la de Kemper County. La
primera es un enorme proyecto de 618 MWe en Indiana, de la empresa Duke Energy, que
comenzó su construcción en 2007 y se completó en junio del 2013, pero que aún está lidiando con
problemas técnicos que le impiden operar correctamente[26]
. La empresa ha tenido que incurrir en
costos de capital de 3,5 billones de dólares, lo que se traduce en un costo de US$5.663/kW[26]
.
Esto es extremo, más aún teniendo en cuenta que en el 2007 se proyectaban costos de 1,9
billones. Este proyecto ha estado rodeado de controversia, dada la cantidad de problemas
financieros y técnicos que ha experimentado. El proyecto de Kemper County es de la empresa
Mississippi Power Co. y pretende entregar 582 MWe utilizando lignita de una mina cercana a la
planta. El nitrógeno y el azufre serán recuperados en forma de amoníaco y ácido sulfúrico, para ser
comercializados. Lo más interesante de este proyecto es que capturará el 65% de sus emisiones
de CO2 para ser usadas en pozos petrolíferos, siendo la primera central IGCC en el mundo con
Captura y Secuestro de Carbono (CSC). El compresor recuperará 11.000 toneladas de CO2
diarias. Este proyecto también ha experimentado problemas financieros en cuanto su estimación
original de costos de capital era de MMMUS$ 2,4 y para julio del 2013 este monto había
aumentado a MMMUS$ 4,7[29]
; lo que se traduce en enormes costos unitarios de US$ 8.076/kW. Es
claro que estos proyectos americanos han tenido problemas técnicos y financieros específicos,
dado que ninguna de las otras centrales IGCC ya existentes en los EEUU o el mundo han
experimentado costos siquiera cercanos. Esto ha provocado temores en la industria y en los
consumidores, ralentizando el desarrollo de proyectos de gasificación en el país.
En China se ha observado una tímida incursión en esta industria, con la central GreenGen
comenzando su primera fase de funcionamiento el 2013[48]
. Esta fase consiste en una planta IGCC
demostrativa de 250 MWe. Una vez finalizado el proyecto, planeado para el 2016, la central tendría
una potencia de 400 MWe y capturaría 5.480 toneladas de CO2 diarias, para ser inyectadas en
pozos petrolíferos[6]
.
Un par de proyectos se están preparando en Australia, pero aún necesitan maduración. El proyecto
de Galilee IGCC Power Station consiste en una planta de 900 MWe que costaría MMMUS$ 1,25 y
entraría en operación comercial para el 2017[20]
. Ni siquiera se ha entregado su Estudio de Impacto
Ambiental[7]
. El Wandoan Power Project es también notorio ya que planea producir 400 MWe para
el 2018, con Captura y Secuestro de Carbono del 90%, pero aún está en fase de preproyecto.
Ventajas y desventajas económicas comparativas: costos de capital, suministro del
combustible y operación del ciclo
El análisis económico comparativo de las centrales IGCC con otras generadoras termoeléctricas
convencionales es de gran interés. Se pueden apreciar ventajas y desventajas en distintas etapas
del ciclo de generación, las que varían año a año, dado que es una tecnología emergente, y
también cambian de acuerdo al contexto en que se sitúa la planta. Se decidió analizar tres
aspectos económicos de una central IGCC para su comparación con otras fuentes de generación:
costos de capital, suministro del combustible y operación del ciclo.
Costos de capital
Se puede apreciar que todas las fuentes indican mayores costos para centrales IGCC que para
centrales de gas natural con ciclo combinado y que para centrales convencionales de carbón. A
mediados de la década de los 2000 se pronosticaban estos altos costos, pero se sostenía que esta
brecha disminuiría conforme se desarrollaran nuevas tecnologías y los proyectos en desarrollo se
concretaran[11]
y se adoptaran estándares más modernos. No obstante, al contrario de otras
tecnologías emergentes, como la solar fotovoltaica, los costos de construcción de centrales IGCC
han aumentado, dado que se ha incorporado información real basada en proyectos avanzados y
completados que utilizan esta forma de generación. Esta información actualizada ha permitido
calcular costos de capital reales, como se expresan en el Anual Energy Overlook de la EIA. En la
versión del año 2010 de este reporte se indicaba un costo overnight de US$3.706/kW (en dólares
del 2012) para una central IGCC de una unidad de 600 MW. El mismo contratista que realizó este
reporte generó una versión actualizada de costos en el año 2013, indicando que el costo de capital
overnight en dólares del 2012 para una central de las mismas características era de US$4.400/kW,
lo que representa un aumento del 19%[44]
. En el mismo documento se puede consultar el costo de
una central de carbón convencional para una potencia de 650 MW, US$3.246/kW, y de una central
de gas natural con ciclo combinado de 620 MW, US$917/kW. La brecha en las inversiones
necesarias es evidente.
No obstante, si se analizan los costos de proyectos reales se pueden encontrar grandes
diferencias con las estimaciones de la EIA. Como ya fue comentado, el proyecto de Duke Energy
en Edwardsport será una central de costos de US$5.663/kW, mientras que la central en Polk tuvo
costos de capital iniciales de US$1.213/kW[8]
, aunque estos aumentaron debido a diversas fallas en
el diseño. De estas cifras tan disímiles se infiere que los costos de instalación de una central IGCC
dependen de varios factores y que la falta de estandarización de esta tecnología implica riesgos
para los inversionistas.
En la literatura es posible observar que si se comparan costos overnight de centrales IGCC y
SCPC (Super Critical Pulverized Coal) con captura y secuestro de carbono, entonces la brecha de
costos disminuye. La EIA plantea esta diferencia, en dólares del 2012, como costos de
US$5.227/kW para centrales SCPC y de US$6.599/kW para centrales IGCC, ambas con CSC,
brecha que ha ido aumentando conforme los costos de las centrales IGCC han demostrado ser
mayores que los proyectados. No obstante, los estudios consultados sugieren de forma unánime
que para recuperar la competitividad perdida, es más importante focalizar los esfuerzos en
disminuir los costos de las centrales IGCC sin considerar la CSC, mediante la estandarización y la
incorporación de nuevas tecnologías[11][4]
. Esta necesidad es más notoria considerando que aún no
hay restricciones severas de emisiones de gases de efecto invernadero. Más aún, el precio del
CO2 sigue siendo bajo como para desincentivar la inversión en carbón convencional.
Suministro del combustible
Como se puede apreciar, los costos de una central de gasificación son y serán, en el mediano
plazo, mayores que los de una central carbonera de ciclo Rankine. No obstante, la brecha de
costos de operación y mantenimiento disminuye mientras mejor es la calidad (mayor Poder
calorífico) del carbón utilizado en las centrales[11]
. Esto se debe a que los costos de “limpiar” el gas
sintético disminuyen a medida que aumenta la calidad del combustible. Si es posible que una
central IGCC sea provista de carbón bituminoso o antracita, como algunos colombianos, que
promedian 27 MJ/kg[28]
, o americanos, entonces las diferencias de costo capital con una central
convencional serían reducidas considerablemente. No obstante, el hecho de que las centrales
IGCC puedan operar con virtualmente cualquier combustible con alto contenido de carbono, sea
sólido o líquido, es precisamente su fortaleza. Son capaces de controlar efectivamente sus
emisiones y obtener subproductos comercializables incluso cuando utilizan lignita o asfalto, lo que
les otorga flexibilidad.
Esta versatilidad en los combustibles consumidos es una fortaleza de las centrales IGCC ubicadas
en países que producen carbones de mediana calidad y que no tienen un suministro de
hidrocarburos tan seguro. En Chile se observan ambas características, dado que se produce casi
exclusivamente carbón sub-bituminoso o bituminoso en el sur del país[5]
y el que es importado es
de la misma calidad, en adición a que casi el total del petróleo y del gas natural consumidos son
importados. Además, Chile tiene un gran potencial para la producción de biomasa con fines de
generación eléctrica, por su gran industria forestal para la producción de madera y celulosa. Por lo
tanto, la instalación de una central IGCC en el país aportaría a la seguridad del suministro eléctrico
y a la autonomía energética nacional.
El carbón en sí es un combustible robusto, de menor precio que el petróleo diesel y que el gas
natural, en adición a existir reservas mundiales para los próximos 200 años. En palabras de la
CNE, “existe absoluta estabilidad de suministro a precios competitivos”[10]
. En una sección posterior
de este informe se demuestra esto. Es posible también traspasar el costo del combustible y sus
posibles alzas a los consumidores de electricidad, para que las empresas generadoras no tengan
que absorberlos. Esto le otorga al carbón ciertas ventajas económicas conocidas sobre el gas
natural, como combustible para centrales termoeléctricas. Estas se ven potenciadas en el caso
chileno, dado que no existen reservas de gas natural, excepto la de la Región de Magallanes que
es explotada para el consumo local, y la importación desde países vecinos es minúscula, llegando
el año 2013 a ser incluso nula. El gas natural que se utiliza en el país es importado licuado por
barcos y regasificado en dos terminales ubicados en las Regiones II y V. Su precio es alto y varía
significativamente a una tasa mensual, como se observa en la sección siguiente de este informe, lo
que provoca incertidumbre para las empresas que lo consumen. Dado que en Chile el despacho
eléctrico se realiza de acuerdo a los costos marginales de cada central generadora, cualquier
central carbonera despachará su energía y potencia antes que una gasífera. Es por esto que las
primeras son generadoras de base y las segundas, de punta.
Operación del ciclo
La operación de centrales IGCC se realiza de manera constante, interrumpida solo por los periodos
de mantenciones programadas y forzadas, ya que son generadoras de base que inyectan su
energía al sistema eléctrico antes que las centrales de gas natural o de diesel. Los periodos de
mantención pueden ser más significativos que en centrales convencionales termoeléctricas, dado
que es una tecnología emergente. Por ejemplo, en su primer año de operación (2007), la central
de Nakoso tuvo disponibilidades de 69,3% del sistema de gasificación y de 82,9% del bloque de
poder. El 52% del tiempo de mantención se debió a desconexiones no programadas, de las que el
67% tenían que ver con problemas en el compresor de la Unidad de Separación de Aire. Este es un
problema mecánico común a las centrales IGCC, pero que se ha controlado a medida que se
acumula experiencia de operación. Estos datos se traducen en que la central estuvo en
mantención del sistema de gasificación por 3,6 meses y del bloque de poder, por 2,2. Dichos
números son preocupantes si se considera que una central termoeléctrica convencional en Chile
entra en mantención programada aproximadamente 1 mes al año, con desconexiones no previstas
en raras ocasiones.
No obstante, las centrales más modernas han logrado disponibilidades de operación más elevadas.
Las centrales IGCC experimentales italianas han alcanzado factores de planta del 87,7%[2], la
central de Wabash, un 75%, y la central de Willem Alexander alcanzó el 80%, según se mostró
previamente en este informe. Es de esperar que este factor siga aumentando a medida que se
acumule experiencia con esta tecnología, para llegar a estabilizarse en niveles cercanos a los de
centrales termoeléctricas convencionales.
Es interesante notar que no es posible separar la gasificación del resto del ciclo en las centrales
eficientes, dado que el syngas que se extrae a altas temperaturas del gasificador es enfriado antes
de ser limpiado y en ese proceso se aprovecha el calor para recalentar el mismo syngas ya limpio,
justo antes de entrar a la caldera. Esto se hace para aprovechar una combustión más eficiente y
lograr temperaturas más altas de llama. Se podría pensar que es más económico gasificar el
carbón recibido por embarques en los mismos puertos y luego transportar el gas sintético en
gasoductos, pero la gran cantidad de calor desaprovechado al gasificar en las costas hace que sea
más conveniente transportar el carbón en forma sólida para su gasificación en la central misma.
Control de emisiones y desechos
Los valores de elevada eficiencia y disponibilidad de combustibles de la tecnología IGCC llevan
aparejados de forma indirecta importantes beneficios medioambientales. La baja emisión de CO2 y
otros contaminantes por kWh producido, el menor consumo de recursos y posibilidades de emplear
energías renovables mediante cogasificación son algunos de ellos.
A diferencia de las centrales térmicas clásicas, en las plantas IGCC se utiliza un caudal de gas
reducido y a gran presión, lo cual permite mayor efectividad en el proceso de limpieza. Es más, no
solo presentan un buen comportamiento en cuanto a emisión de contaminantes atmosféricos
regulados (SO2, NOx, partículas en suspensión), sino que se puede hablar de un impacto
contaminante global muy limitado; ya que los residuos sólidos son subproductos comerciales, tiene
un bajo consumo relativo de agua, y emite menores cantidades de CO2, mercurio y metales
pesados que otros procesos basados en carbón. En la Tabla 3 se comparan las emisiones medias
para distintas tecnologías de centrales térmicas con combustibles fósiles.
Tabla 3: Emisiones y producción de residuos de diferentes tecnología. Fuente: Treviño, M. (2002).
IGCC: Generación de energía limpia a partir del carbón
Contaminantes atmosféricos: SO2, NOx y partículas
Las emisiones de SO2 y NOx, gases relacionados con la lluvia ácida, son comparables o inferiores a
las obtenidas en un ciclo combinado con gas natural. El azufre, presente en el gas de síntesis como
H2S, es recuperado en más del 99%, transformándose en ácido sulfúrico, gypsum o azufre sólido
puro para su venta, dependiendo del contexto en que esté situada la planta generadora.
Debido a la atmósfera reductora en que se desarrolla el proceso de gasificación, el gas de síntesis
no contiene NOx, sino amoniaco, NH3, en baja proporción, que se elimina en el proceso de lavado.
En la turbina de gas, además de quemadores de bajo NOx, se utilizan sistemas adicionales como la
saturación del gas o la mezcla con nitrógeno, para limitar la temperatura de llama y prevenir la
formación de NOx térmico.
En cuanto a las partículas sólidas, éstas se extraen del gas de síntesis mediante filtros y/o lavado
con agua antes de la combustión del gas, por lo que sus emisiones son irrelevantes.
Gas de efecto invernadero, CO2
Sustituir grupos de carbón por modernas unidades IGCC permitiría disminuir sus emisiones de CO2
hasta en un 20%, según estudios, contribuyendo a alcanzar los objetivos de reducción mundial de
emisiones de CO2.
Adicionalmente, mediante la reacción agua-gas (CO + H2O → CO2 + H2), se puede incrementar la
producción de hidrógeno, y capturar el CO2 de forma directa, utilizando procesos comerciales y
habituales en la industria de síntesis química. La captura del CO2 del gas a presión, en el proceso
IGCC, resultaría mucho más económica que su extracción de los gases de combustión de plantas
convencionales de carbón pulverizado, o ciclos combinados de gas natural.
Consumo de agua
Debido a que únicamente el ciclo de vapor requiere refrigeración, el consumo específico de agua
para la operación de una planta IGCC es aproximadamente la mitad que el de una planta
convencional con sistema de lavado de gases.
Otros contaminantes: cloro, mercurio, metales pesados
Los compuestos de cloro se extraen del gas antes de la combustión mediante un lavado con agua,
obteniéndose como sales posteriormente en el tratamiento del agua residual.
Las emisiones de metales pesados se reducen drásticamente respecto a otros procesos, puesto
que en un IGCC estos elementos quedan retenidos prácticamente en su totalidad en la escoria, que
es un sólido inerte vitrificado, no lixiviable. Esto evita que entren en contacto con agua que luego
sería desechada en un río o mar, o que se emitan junto a los gases de combustión, contaminando
la localidad en que esté ubicada la central.
En el caso del mercurio, existe una preocupación creciente por las emisiones de este elemento en
centrales de carbón. Un estudio[25]
concluye que la tecnología IGCC es capaz de reducir la emisión
de mercurio a un coste mucho menor que las centrales de carbón pulverizado, mediante absorción
sobre un lecho de carbono activo. El coste sería de 0,25 US$/MWh, frente a 3,10 US$/MWh para
centrales PC.
Análisis económico para el caso chileno: comparación de central IGCC con
centrales termoeléctricas convencionales
El proyecto de ley que el Gobierno envió al Congreso de Chile a comienzos de abril del 2014
propone una amplia reforma tributaria. Esta reforma contempla impuestos a las emisiones de
gases de fuentes térmicas fijas, sean calderas o turbinas, de potencias térmicas iguales o
superiores a 50 MWt. Se gravarán las emisiones de material particulado, NOx y SOx, con un
impuesto de US$0,1 por tonelada emitida, multiplicado por un factor que determinará el Ministerio
del Medio Ambiente a futuro, y se propone aplicar un impuesto de US$5 por cada tonelada de CO2
emitida por estas fuentes[34]
. A pesar de ser aún un proyecto de ley y existiendo bastante incerteza
respecto a su forma final, es notorio que por primera vez se considere aplicar un gravamen a la
emisión de este gas de efecto invernadero. Esto es indicador más de la tendencia a la regulación
de emisiones que están siguiendo las naciones de la OCDE. Esto se suma a la participación
chilena en la Conferencia de las Partes (COP21) en París, el 2015. En este encuentro se busca
lograr un acuerdo vinculante universal para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero,
a entrar en vigor el 2020[18]
.
Estos indicadores mencionados ilustran el contexto en el que se situaría una central IGCC de ser
instalada en los próximos 10 ó 15 años. A medida que las restricciones y gravámenes a las
emisiones sigan aumentando, las centrales IGCC podrían jugar un rol clave, dada la facilidad que
tiene su diseño para controlar las emisiones de NOx, SOx y material particulado, incluso cuando
utilizan carbones sub bituminosos, además del menor costo que implica capturar y secuestrar el
CO2 producido en este tipo de plantas, respecto a centrales de carbón convencionales.
Según un informe de la calificadora de riesgos Humphreys del 2013[24]
, Guacolda tiene grandes
fortalezas, como clientes de bajo riesgo (mineras y distribuidoras), contratos de largo plazo,
ubicación estratégica respecto a sus clientes y estabilidad en su generación eléctrica. No obstante,
sus mayores riesgos son la alta competencia de la industria de la generación y la exposición a
posibles regulaciones medioambientales. Esto último coincide con el diagnóstico hecho en
secciones previas de este informe, apoyando la tesis de que una central IGCC tendrá mayores
ventajas comparativas con una central convencional en un mediano a largo plazo, dadas las
restricciones y gravámenes que serán impuestos a las emisiones de gases. El riesgo de la alta
competencia en generación también es atacado por las centrales IGCC, dado que el carbón que
requieren es de precio más estable y mucho menor que el del gas natural o el petróleo diesel en
Chile, permitiendo que centrales carboneras generen constantemente y vendan su energía a precio
spot a otras generadoras que tienen costos marginales más altos, como las de ciclo combinado en
horarios valle.
A continuación, en la Figura 6, se presentan una figura que ilustra las variaciones en los precios de
los hidrocarburos importados.
Figura 6: Costo de combustibles en Chile. Fuente: CNE
(http://www.cne.cl/estadisticas/energia/hidrocarburos). Elaboración propia.
A pesar de que los valores indicados en la figura no son de gran información, ya que no tiene
sentido comparar el precio de una tonelada de sustancias que tienen distinta densidad y se
0,00
200,00
400,00
600,00
800,00
1.000,00
1.200,00
9-11 4-12 10-12 5-13 11-13 6-14
Pre
cio
me
dio
de
imp
ort
ació
n e
n U
S$/T
on
Mes-Año
Costo de combustibles utilizados en generación termoeléctrica en Chile, medidos
en US$/Ton
Carbón Bituminoso
Carbón Sub Bituminoso
Gas Natural Licuado
Petróleo Diesel
transforman en energía eléctrica por distintos procesos, sí es posible observar la volatilidad de los
precios del GNL importado casi totalmente desde Trinidad y Tobago y, en menor medida durante el
2012 y 2013, del Diesel que es importado desde EEUU. Esto contrasta con el casi constante precio
unitario del carbón, que es producido en el sur del país e importado en gran parte desde Colombia
y, en menor cantidad, desde los EEUU y también Australia[9]
.
No solo es el carbón un combustible más robusto económicamente, sino que en el caso chileno es
también de mayor acceso. Para la adquisición de Gas Natural Licuado es necesario que las
empresas generadoras lo compren de un terminal de regasificación, de los cuales existen solo dos
actualmente en Chile. El terminal GNL Quintero abastece a las centrales generadoras de ciclo
combinado y abierto de la zona central del país, mediante despacho por gasoductos o camiones.
El gas producido es vendido en el mercado. Su capacidad de regasificación es sustancial, con
ampliaciones que le permitirán el 2014 producir 15 millones de m3 de GN al día y su estación de
carga de camiones permitirá despachar 2.500 m3 vía terrestre al día, pero en un radio reducido
[49].
Aun así, no es capaz de proveer a industrias que se encuentren fuera de la zona central dada su
capacidad y lejanía con generadores eléctricos del norte del país.
El terminal GNL Mejillones tiene una diferencia en cuanto sus servicios consisten en proveer el
terminal regasificador, siendo el cliente el responsable de la importación del combustible. Desde
febrero del 2014 cuenta con un estanque de almacenamiento en tierra y se está preparando la
construcción de un patio de carga para camiones, pero con un radio de despacho de 700 km. El
costo de sus servicios disminuye de acuerdo a la cantidad de años de contrato, por lo que se
mostrará el orden de magnitud de los costos suponiendo un contrato de suministro para 10 años.
En este caso el costo de la regasificación sería de US$99/Ton de GNL[50]
, lo que se debe sumar a
su costo de importación, US$474/Ton de GNL para el año 2014[9]
. La empresa GasAtacama ofrece
servicios de transporte de este gas mediante gasoductos, siendo uno de ellos el Gasoducto de
Taltal, que llega hasta la localidad de Paposo, 226 km al sur de Mejillones y aproximadamente 500
km al norte de Huasco.
Se puede apreciar que toda la III Región del país carece de suministro de gas natural, lo que
reduce las posibilidades de generación termoeléctrica a la utilización de carbón, que puede ser
descargado en muelles o, alternativamente, a la construcción de un terminal de regasificación,
alternativa que será analizada en una sección posterior del informe.
No solo es el carbón un mejor combustible en términos de estabilidad y autonomía para el caso
chileno, sino también en precio de la energía generada por este. En la Figura 7 se pueden
observar los costos marginales históricos del nodo Alto Jahuel, en el SIC, y proyecciones del
CDEC-SIC. Estos costos casi no han descendido de los US$100/MWh y promedian los
US$174/MWh en el periodo 2010-2014[37]
. Este elevado precio responde a la necesidad de utilizar
generación Diesel en horarios punta de cada día, además de ciertas centrales de ciclo abierto a
gas natural que son caras dada su menor eficiencia que las de ciclo combinado y debido al alto
costo de su combustible. En la misma Figura se pueden observar los Precios Medios de Mecado
(PMM), que son el promedio de los precios a los cuales se ha contratado la energía eléctrica entre
generadoras y clientes libres. Se aprecia que en los últimos 5 años el precio spot ha sido mucho
mayor que el PMM, este último de un promedio de 106,9 US$/MWh, con solo algunos meses de
excepción.
Figura 7: Costos marginales y Precios Medios de Mercado. Fuente: www.systep.cl
Si bien estos altos precios de energía eléctrica no son deseables para un desarrollo sano de la
actividad industrial y extractiva de Chile, proveen de un buen contexto para situar una posible
planta IGCC en el país. A largo plazo, es el costo de desarrollo el indicador que permite comparar
tecnologías y teniendo las IGCC, según la EIA en el Anexo 1, costos de desarrollo de 116
US$/MWh, presentan buenas expectativas de competitividad frente a un mercado con precios
medios de cuyos costos de desarrollo cuyos costos marginales de generación son de 106,9
US$/MWh. Es de esperar que a medida que la tecnología se desarrolle y estandarice, estos costos
sigan disminuyendo para caer por debajo del PMM y tener una competitividad fuerte. Si se
comparan estos 116 US$/MWh con los costos de desarrollo de tecnologías ya implementadas en
los sistemas chilenos que se exponen en la Tabla 4, se puede apreciar que son mayores que los
de una central carbonera convencional, pero podrían ser iguales o menores que los de una central
de ciclo combinado en una época de altos precios de GNL. Es importante volver a notar que esto
ocurre dado el bajo y estable precio del carbón, sumado a un alto factor de planta por ser
generadoras de base, a diferencia de gran parte de la potencia instalada que opera con GNL, que
promedia un factor de solo 0,35; contra el de 0,89 para el carbón.
En las siguiente Tabla 4 se pueden consultar los costos desglosados de diversas fuentes de
generación para el caso chileno el año 2012, incluyendo costos de combustible, y los costos de
desarrollo de cada tecnología para el año 2013.
2012 2013
Tecnología Costo de Capital (US$/kW)
Costo variable O&M&Comb. (US$/MWh)
Costo fijo O&M&A (US$/MWh)
Factor de planta (%)
Costo de desarrollo (US$/MWh)
Costo de desarrollo (US$/MWh)
Hidráulica de pasada
4.260 2 2,3 85 69,7 93
Hidráulica de embalse
3.050 5 1,4 55 69,8 96
-
50
100
150
200
250
300
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3 5 7 9 11
1 3
2009 2010 2011 2012 2013 2014
US$
/MW
h
Precio Medio de Mercado Costo Marginal
Carbón convencional
2.350 46,9 4,2 89 91 101
Eólica 2.300 7,7 0,0 25 111,1 137 Gas natural licuado en ciclo combinado
1.000 109,5 1,7 35 154,5 105
Solar Fotovoltaica
3.600 5 4,1 25 198,2 119
Gas natural licuado en ciclo abierto
680 162,2 1,1 20 218,4 n. d.
Diesel convencional
740 191 1,1 15 270,9 287
Tabla 4: Desglose de costos para centrales generadoras en Chile. Fuentes:
http://www.systep.cl/documents/BezerraMocarquerBarrosoRudnick.pdf http://www.systep.cl/documents/Mocarquer%20PES%20GM%202013%20web.pdf. Elaborada en base a
esos datos.
En cuanto a costos marginales, estos son similares a los de centrales convencionales de carbón.
En el Anexo 1[44]
se puede consultar cómo una planta de carbón convencional en EEUU el año
2019 tendría costos marginales de US$30,3/MWh, mientras que una IGCC, de US$31,7/MWh. Si
bien estos valores absolutos no tienen relevancia para el caso chileno, dado que los costos de
combustible, operación, mantención y administración son distintos debido a múltiples causas, es
importante notar que la diferencia porcentual es solo de 12%, indicando que son similares. Dado
que actualmente una central de carbón convencional tiene costos variables de US$47/MWh, como
se indica en la Tabla 4, esto implica que una posible central IGCC tendría aproximadamente costos
marginales de US$53/MWh, los que están debajo de cualquier costo marginal promedio mensual
de los últimos 5 años, según la Figura 7, lo que le permitiría a esta central tener un alto factor de
planta y despachar su energía de manera casi continua, como lo hacen las actuales centrales
carboneras. Es de especial interés notar que, a pesar de la existencia de 2 terminales
regasificadores de GNL en el país, aun así los costos variables de las centrales de ciclo combinado
serían aproximadamente el doble que los de un IGCC, asegurando un alto despacho a corto y
mediano plazo.
Esto les permitiría tener buena competitividad, con un alto factor de planta y pudiendo incluso ser
generadora excedentaria respecto a sus contratos, pudiendo transferir energía a precio spot a
generadoras deficitarias, lo que traería sustanciales ingresos.
Dado que en el ámbito del corto y mediano plazo las IGCC tienen menores costos marginales que
las de ciclo combinado en Chile, es relevante comparar sus costos de desarrollo, que son los
indicadores de largo plazo. Entonces, es de interés analizar el estado del mercado del GNL en
Chile, dado que al observar los costos de desarrollo, una posible central IGCC competiría con
centrales de ciclo combinado eficientes. En la III Región del país, no existe suministro de GNL,
dada la lejanía de los dos terminales regasificadores actuales. Esto implica que de colocarse una
central de ciclo combinado en esa zona, debería contemplarse la construcción de un terminal de
regasificación y almacenamiento, con el coste que ello implica.
El costo del gas natural una vez construido dicho terminal no debiera ser muy distinto del que
actualmente pagan las centrales de ciclo combinado, dado que los costos de compra de LNG,
transporte, el terminal y la operación no debieran varias de manera significativa entre los terminales
regasificadores existentes y el posible nuevo. Los costos de inversión, operación y mantenimiento
son similares en ubicaciones geográficas relativamente cercanas, como es el caso de las II,III y V
Regiones. Actualmente, la tarifa por regasificación para contratos de 10 años de suministro es de
US$2,01/MMBTu[50]
. Si se construyese un nuevo terminal en la III Región, el costo de
regasificación sería similar, sumado al costo de compra del combustible mismo.
A pesar de que los costos de producción pueden ser similares a los ya existentes, se debe realizar
una inversión fuerte de capital. Estimaciones americanas sitúan en MMUS$400 el costo de
inversión de un terminal de regasificación y almacenamiento que sea capaz de procesar entre 4 y 8
millones de toneladas de gas natural al año[43]
, es decir, de aproximadamente US$67/ton/año. Si se
toma una central de ciclo combinado promedio, de potencia nominal 350 MW, eficiencia térmica
típica de 0,55 del PCI de 39.900 kJ/kg, factor de planta del 0,35 según la Tabla 4, entonces se
tendrán requerimientos de 176.038 toneladas de gas natural al año1. Este volumen es pequeño
considerado con la capacidad de un terminal promedio. Por ejemplo, GNL Quintero tiene
capacidad para producir 4,16 millones de toneladas de gas natural al año. Esto implica que un
terminal regasificador tiene la capacidad de abastecer 23 ciclos combinados como el descrito
anteriormente. Como, además, el costo de inversión es tan fuerte en capital, no existen empresas
privadas en Chile que pudiesen construir un terminal de su propiedad y, por eso, los actuales son
productos de inversiones conjuntas entre varias empresas generadoras o distribuidoras.
Entonces, dado que los costos de un posible terminal en la III Región serían similares a los de GNL
Quintero o de GNL Mejillones, la inversión sería recuperada mediante las tarifas cobradas por uso
del terminal. Esto implica que los costos de desarrollo de una central de ciclo combinado en la III
Región serían similares a los de las ya existentes en las costas del país, como Nuehuenco,
expuestos en la Tabla 4. La gran barrera que existe actualmente a la entrada de una central en esa
Región es la necesidad de una inversión intensiva de capital para la construcción del terminal, la
que tendría que ser fruto de una coordinación financiera y comercial entre varias empresas locales
que tengan interés en tal terminal regasificador. Dado que los costos de desarrollo del ciclo
combinado serían similares, el análisis comparativo con una central IGCC es el mismo que el ya
expuesto.
Otro aspecto interesante de analizar económicamente es la capacidad de las centrales IGCC de
flexibilizar su operación en un mercado eléctrico que tiene una fuerte penetración de ERNC. En el
Anexo 2 se puede consultar detalles sobre potencia instalada, en construcción, con estudios
ambientales aprobados o en pre evaluación, de proyectos ERNC en Chile. Se observa una gran
cantidad de potencia en construcción, con 875 MWe. Una buena parte de estos proyectos y de
aquellos que aún están en fase de evaluación contemplan su instalación en la zona del Norte
Chico del país, dado su potencial eólico y solar. Es de esperar que, dada la ley 20/252, la potencia
instalada de ERNC aumente progresivamente. Este escenario es muy distinto al actual, ya que
estas fuentes de energía tienen muy bajos costos marginales, por lo que en teoría serían
despachadas con prioridad. Dada su intermitencia e imprevisibilidad, especialmente la del viento,
1
2 Se puede consultar los detalles de esta ley en: http://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=270212
esto obliga a que el despacho de otras centrales generadoras del sistema deba ser flexible, para
ajustarse a las curvas de potencia de estas ERNC. Esto hace mandatorio analizar el posible rol de
centrales IGCC como generadoras flexibles, que permitan tener ramp up’s y ramp down’s veloces,
de tal forma que sean premiadas por el CDEC al suplir la potencia que una ERNC podría dejar de
generar por intermitencia del recurso. Las centrales de ciclo combinado cumplen ese rol
actualmente, dado que tienen una gran flexibilidad en su operación y tienen una partida en frío de
menor costo económico y técnico que otras. Las centrales carboneras tradicionales no pueden
cumplirlo, dado que tienen tiempos de partida largos y de costo considerable.
Al analizar la tecnología IGCC, se observa que estas centrales no podrían cumplir el rol. Esto se
debe a que el gasificador tiene un régimen de operación de alta temperatura que demora en
alcanzar. Además, el gasificador debe trabajar en conjunto y sincronía con la ASU y la sala de
máquinas, que incluye caldera y turbinas. Dada la cantidad de máquinas y procesos termoquímicos
es grande y deben operar “suavemente”, entonces es de gran dificultad aumentar o disminuir la
potencia producida en tiempos cortos. La central Willem-Alexander, por ejemplo, tenía velocidades
de rampa de 1,5MW/min. Esto significa que demoraba casi 3 horas en llegar desde el frío hasta su
potencia máxima nominal neta, o que tomaba media hora en modificar su potencia de salida en 50
MWe, el equivalente a la entrada de una central fotovoltaica de los tamaños que se están
construyendo actualmente en el país. Este tiempo es mucho mayor a los que ofrecen centrales de
ciclo combinado, por lo que en el ámbito de la flexibilidad del despacho, las IGCC tienen una gran
desventaja.
En conclusión de estos análisis se infiere que una central IGCC que entrase a operar en el
mercado eléctrico chileno actual tendría buena competitividad en ciertos ámbitos y podría incluso
operar como generadora de base si el precio del GNL fuera similar o superior al actual. A corto y
mediano plazo, estas centrales son privilegiadas para el despacho, dado que tienen costos
marginales menores que las de ciclo combinado. No obstante, a largo plazo solo son competitivas
si se logra seguir reduciendo sus costos al estandarizar su tecnología o si el precio del GNL
aumenta de forma considerable. En un escenario en que la capacidad generadora tenga un gran
porcentaje de ERNC, la poca flexibilidad de las plantas IGCC podría implicar que el CDEC decida
despachar centrales de ciclo combinado que pueden modificar rápidamente su potencia de salida,
para ajustar la producción a la demanda. En cuanto a la emisión de contaminantes, sería de
utilidad realizar un análisis contable cuando se defina en detalle y apruebe la Reforma Tributaria en
actual discusión en el Senado, en la que se incluyen impuestos a emisiones. Se deberá comparar
los costos marginales de centrales a carbón convencionales sumados a sus gravámenes por altas
emisiones, con los costos de posibles centrales IGCC, que son un poco mayores, pero tienen
emisiones considerablemente menores. Pudiese ocurrir que los costos marginales de las centrales
carboneras convencionales aumentasen a un nivel mayor que los de una central IGCC,
permitiendo a estas últimas obtener una ventaja en el despacho importante.
.
Proyecciones de la tecnología en Chile y el mundo
En el contexto de preocupación mundial por el cambio climático, hace pensar que en el futuro
habrá serias limitaciones para el uso de combustibles fósiles, particularmente para la generación
eléctrica y usos industriales. La captura y secuestro de carbono, o carbon capture and
sequestration (CCS), es una tecnología surgida hace algunos años y que ha recibido gran impulso
como una opción para mitigar el cambio climático. La CCS es un paquete tecnológico que consiste
en separar de los gases de combustión al CO2 que se produce al quemar combustibles fósiles,
para no emitirlo a la atmósfera y confinarlo de manera permanente en estado líquido.
Generalmente existen 3 maneras principales para capturar el carbono emitido: previo a la
combustión, durante la combustión oxígeno-combustible y post combustión. En el caso de las
centrales IGCC se utiliza la captura pre combustión, dado que el CO2 ya se encuentra en forma
gaseosa en el syngas y no hay que esperar a que emita. En lugar de ser liberado a la atmósfera,
este gas es sometido a un proceso de remoción del CO2, producto que es comprimido a altas
presiones hasta que alcanza un estado líquido y luego es enviado a un lugar de almacenamiento.
Un absorbente químico (basados en litio o CaO) se encarga de capturar el dióxido de carbono, y
luego es regenerado para volver a utilizarlo en el proceso. A continuación se aprecia un diagrama
de flujo del combustible y gases en una central IGCC con y sin CCS.
Figura 8: Esquema de un central IGCC con y sin CCS. Fuente:
http://bscoe.dbtc.edu.ph/downloads/electv2/coal/Electiv22010_The-sustainability-of-clean-coal-
technology-IGCC-withwithout-CCS.pdf
Con esa tecnología se puede reducir las emisiones de CO2 hasta 90%. Sin embargo, el uso de
esta tecnología acarrea una pérdida de eficiencia del ciclo y, por tanto, un aumento de los costos
en generación.
Actualmente, solo existen centrales de demonstración en EEUU, Europa y Japón con esta
tecnología. No existe central IGGC con CCS que estén en operación comercial, pero hay algunos
proyectos en construcción. Uno de ellos es el proyecto de Kemper County en los EEUU es en
construcción y debería entrar en operación el 2015. La tecnología CCS utilizada en esta central
permitirá reducir sus emisiones de CO2 en un 65%.
Una estudio[19]
evalúa los costos y rendimientos en nuevas centrales IGCC. Los rendimientos de
captura del total del carbono emitido oscilan entre 85 y 92%. Los costes de inversión y de la
electricidad producida suben entre un 20% y un 40 % para gasificadores Texaco y E-Gas, y entre
30 y 65% en los Shell. El coste de la electricidad según este estudio varía entre 41 a 61 US$/MWh
sin captura y de 54 a 70 US$/MWh con captura. Si bien los costos absolutos no indican
información relevante, dado que las realidades nacionales son distintas, sí es importante notar que
la captura supone aumentos del 20 al 55% del coste de la electricidad. El coste del CO2 evitado
oscila entre 13 y 37 US$/tCO2, sin incluir transporte ni almacenamiento, costos que son menores
que los de una central de carbón pulverizado.
Las IGCC tienen buenas capacidades técnicas para la captura de CO2. Si esta capacidad se
vuelve necesaria a nivel global, lo que está sucediendo a ritmo acelerado actualmente, entonces
esta tecnología de generación eléctrica se beneficiará de sus credenciales ambientales y de la
ampliamente estudiada industria química de separación de gases, que permite limpiar el syngas
previo a la combustión. Los costos adicionales para una generación eléctrica con menorres
emisiones son significativos, pero menores que para las centrales de carbón convencionales.
Proyecciones de mejoría
Desde la creación de la tecnología IGCC, su eficiencia ha subido a lo largo de los años, en razón
de la mejora de sus diferentes componentes, como se aprecia en la siguiente Figura 9.
Figura 9: Desarrollo de centrales IGCC sin CCS. Fuente: Karg, J. (2009). IGCC eperience and
furher developments to meet CCS market needs. Disponible en:
http://www.energy.siemens.com/mx/pool/hq/power-generation/power-plants/integrated-gasification-
combined-cycle/Igcc-experience-and-further-developments.pdf
Los componentes con las mayores perspectivas de mejoría son los siguientes:
Sistema de gasificación
Los gasificadores presurizados de arrastre se han convertido en la norma dentro de la tecnología
IGCC y se espera que continúen siendo los más usados. Las tecnologías de lecho fluidificado y
móvil ofrecen ventajas para ciertos tipos de carbones y también serán utilizadas. Existen nuevas
tecnologías y diseños que aún son conceptuales y demorarán en ser comercializados. Los factores
que se busca trabajar a medida que se desarrolla la tecnología de la gasificación son incrementar
el factor de disponibilidad junto a la confiabilidad, y reducir el costo de capital que requieren. Se
espera que futuros gasificadores operen a presiones cada vez más altas, para lograr convertir un
flujo másico mayor de carbón, además de incrementar su porcentaje de conversión de carbono.
Limpieza del gas
Nuevos métodos de separación están en desarrollo como alternativas a los que existen.
Membranas cerámicas de transporte de iones (ITM), están en desarrollo en los EEUU, y podrían
reducir el costo de separación en un 35%. Así, se podría ahorrar más de 100 US$/kWe. La
producción de oxígeno puro al 99% ha sido un éxito y es posible de implementar, pero para
aprovechar esto, las turbinas de gas también tendrían que modificarse para poder admitir aire con
alto contenido de oxígeno a altas temperaturas. Esto solo es posible si los aparatos y tubería que
se anexa a la turbina soportan tan altas temperaturas y la refrigeración de los combustores se
haría más difícil.
Turbinas de gas
Los mayores proveedores de turbinas de gas ofrecen actualmente turbinas hasta clase-F o
equivalentes para la combustión del syngas. No obstante, ninguna de las centrales IGCC está
operando con estas aún. La introducción de turbinas que operen a temperaturas más altas
aumentará la eficiencia global de estas centrales en un 3 a 5%. Esto se suma a todas las mejoras
que se esperan de las turbinas de gas en general. Los proveedores de turbinas están
desarrollando turbinas avanzadas que puedan operar con combustión de un syngas con alto
contenido de hidrógeno, las que se necesitarán para que centrales IGCC con CCS sean posibles.
Actualmente, las turbinas de hidrógeno con de clase E y se diseñan para temperaturas de 1100°C,
por lo que aún existe rango de mejora. El control de las emisiones de NOx podría volverse un
problema en estas turbinas de altas temperaturas, pero este problema está siendo atacado
fuertemente por el Advanced Hydrogen Turbines Program del Departamento de Energía de EEUU.
Actualmente, se puede aprovechar la experiencia de centrales IGCC de primera y segunda
generación de los años 70/80 y 90, respectivamente. Estas, que fueron descritas en el presente
informe, han acumulado muchos años de experiencia y proveen de una base cada vez más sólida
sobre la que esta naciente industria puede cimentarse.
La tecnología IGCC es aún una tecnología joven en términos relativos, con solo un número limitado
de centrales construidas que fueron diseñadas a de manera independiente por cada empresa
dueña. Esto implica un potencial significativo en cuanto todavía no se han aplicado las lecciones
aprendidas en su diseño, construcción y operación, a nuevas centrales para lograr un diseño más
robusto de la planta y para una mayor estandarización. Al igual que toda nueva tecnología, la etapa
más importante para su introducción masiva al mercado es traspasar la brecha existente entre
centrales demostrativas de gran escala a unidades de aplicación comercial. Para que el mercado
absorba esta nueva tecnología, serán necesarias políticas gubernamentales que la incentiven, para
crear nichos competitivos que en años o décadas puedan lograr una penetración efectiva de la
tecnología IGCC dentro del mercado de la generación eléctrica.
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Anexos
Anexo 1: Tabla de costos estimados de desarrollo de electricidad para nuevas centrales
generadoras que entrasen en operación el año 2019.
Fuente: EIA. (2014). Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New Generation Resources in
the Annual Energy Outlook 2014. Disponible en:
http://www.eia.gov/forecasts/aeo/pdf/electricity_generation.pdf
Anexo 2: Tabla de Estado de Proyectos ERNC en Chile. Actualizada al 1ro de mayo del 2014.
Fuente: Centro de Energías Renovables. Ministerio de Energía. Disponible en:
http://www.photon.info/newsletter/document/86286.pdf