Una revolución energética azul / verde

El Centro de Energía Eólica del Mar del Norte prevé una serie de centros que serían una gran red en todo el Mar del Norte. (Imagen: el consorcio del Centro de Energía Eólica del Mar del Norte)

Un cambio sísmico en el diálogo en torno al gran petróleo y el clima ha ocurrido en los últimos 12 meses. Es un cambio en la forma en que el gran petróleo se orienta en torno a lo que muchos llaman la transición energética. Los objetivos climáticos (gubernamentales, internacionales y dirigidos por la industria), así como el comportamiento de los inversores (fuga de capital de los combustibles fósiles) están impulsando el cambio.

El paisaje está cambiando de hecho. Andy Kinsella, CEO del grupo en Mainstream Renewable Power, dice que el doble de la inversión de capital en energía eólica y solar a nivel mundial en comparación con el carbón, el petróleo, el gas y la energía nuclear. En la década de 1980, siete de las 10 principales empresas del S&P 500 eran petróleo y gas. Ahora solo hay uno, agrega.

El resultado es que las compañías, los operadores y su cadena de suministro, ya no hablan de sí mismas como compañías de petróleo y gas; son compañías de energía que hacen que la energía sea "más segura, más limpia y más eficiente para las personas y para el planeta". Hable sobre la transición energética y la descarbonización dominaron las sesiones clave de la conferencia Offshore Europe, en Aberdeen, en septiembre, cuando estos temas fueron menores en el evento anterior.

Sin embargo, no es un movimiento completamente nuevo. Shell, por ejemplo, ha estado hablando sobre gases más limpios durante un tiempo. Sus ejecutivos cuentan eventos de la industria del petróleo y el gas sobre cómo Shell está haciendo la transición a un negocio energético más amplio. "Shell es uno de los mayores comerciantes de electricidad", dijo Jo Coleman, Gerente de Transición Energética de Shell, a Offshore Europe. Shell ve un gran futuro en los puntos de recarga, en las estaciones de servicio y en los hogares, dice, así como en tratar de aumentar la demanda de hidrógeno y desarrollar la captura y almacenamiento de carbono (CCS).

Aker Solutions ha diseñado una tecnología de captura de carbono, llamada Just Catch, que podría adaptarse a las instalaciones en alta mar. (Imagen: Aker Solutions)

Hacer promesas
No son solo las mayores. En Offshore Europe, el organismo de la industria Oil & Gas UK (OGUK) lanzó una Hoja de ruta para 2035: un plan para "cero cero", pidiendo acciones de la industria, el gobierno y el regulador para reducir las emisiones (la producción de petróleo y gas del Reino Unido representa el 3% del total de emisiones de gases de efecto invernadero del Reino Unido, dice OGUK) y ayuda a desarrollar y comercializar tecnologías como CCS e hidrógeno. La misma semana, el Centro de Tecnología de Petróleo y Gas (OGTC), financiado con fondos públicos, lanzó un Centro de Soluciones Net Zero.

A principios de este año, la Asociación Holandesa de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (NOGEPA) firmó un acuerdo con el gobierno holandés para reducir las emisiones de metano a la mitad en dos años: de 8,562 toneladas métricas de metano por año en 2017 a 4,281 toneladas métricas por año. Diciembre de 2020. Mientras tanto, el gobierno también realizará un estudio para buscar formas de reducirlo aún más, como electrificar plataformas en alta mar. Pero, reconoce NOGEPA, eso podría requerir incentivos, así como acceso garantizado a la red eléctrica en alta mar.

Coraje holandés
Los holandeses ya han estado buscando cómo conectar mejor su sistema de energía y cómo la energía eólica marina, las plataformas de gas, la producción de hidrógeno y la red pueden conectarse mejor para hacer el mejor y más ecológico uso de la infraestructura existente. Rene Peters, del equipo de investigación holandés TNO, dice que eso podría significar electrificar plataformas en alta mar, lo que ya está sucediendo en algunos lugares, pero se podría hacer más; conectando usuarios de energía con generadores, como parques eólicos y potencialmente abriendo campos marginales al hacerlo, dijo en la conferencia Offshore Energy en Amsterdam, en octubre.

Otra opción es el gas a cable, donde el gas natural se convierte en electricidad en alta mar y luego se envía por cable a tierra. Si bien se encontraron pocas opciones para esto en el sector holandés, dice Peters, un estudio de la Autoridad de Petróleo y Gas del Reino Unido el año pasado encontró 16 proyectos potenciales que podrían considerarse en el Mar del Norte del Reino Unido. Una opción más viable en los Países Bajos podría ser la producción de hidrógeno en alta mar, utilizando gas natural y / o viento en alta mar para impulsar el proceso y luego transportar el hidrógeno a través de la red de tuberías existente.

Equinor está avanzando con el proyecto Hywind Tampen, que alimentará a Gullfaks y Snorre con energía proveniente de la energía eólica marina flotante. (Imagen: Equinor)

Hidrógeno verde y azul
De hecho, se acordó un proyecto piloto de hidrógeno "verde" (sin uso de combustibles fósiles) de dos años, llamado PosHydon, un proyecto derivado de la asociación público-privada de North Sea Energy. A partir de 2020, Neptune Energy, en colaboración con el grupo de reutilización NexStep y TNO, albergará un electrolizador de hidrógeno de 1 megavatio (MW) en su plataforma Q13a (la primera instalación holandesa alimentada desde tierra) a 13 kilómetros (km) de la costa . El hidrógeno, electrolizado a partir del agua de mar, se mezclará con el gas y se canalizará a la orilla en la tubería existente, para producir electricidad. En el futuro, esta idea podría estar vinculada a los parques eólicos marinos para ayudar a nivelar los problemas de intermitencia, es decir, en lugar de cerrar los parques eólicos cuando están produciendo en exceso, la energía se puede convertir en hidrógeno.

El potencial para el uso de plataformas en alta mar para la producción de hidrógeno, alimentado por electricidad renovable, que también admite campos marginales cercanos, y la exportación de hidrógeno a la costa, también se está estudiando en el Reino Unido. El proyecto Hydrogen Offshore Production (HOP) que involucra a OGTC, la consultora ambiental Aquatera, NOV, Doosan Babcock, la Universidad de Cranfield y el Centro Europeo de Energía Marina (EMEC) en Orkney, una isla escocesa, está evaluando opciones, desde los tipos de tecnología que podrían ser utilizado para la logística del transporte y el potencial para usar instalaciones offshore reutilizadas. Como ejemplo, Hayleigh Pearson, ingeniera de proyectos dentro del Centro de Soluciones de Desarrollos Marginales en el OGTC, dijo a Offshore Europe que una pequeña plataforma del sur del Mar del Norte como Markham podría albergar cuatro unidades de electrólisis de membrana de electrolitos de polímero para crear 3,500 kilogramos (kg) de hidrógeno verde por día (que podría alimentar 10 autobuses que circulan por 3500 km cada uno, dice ella). Una plataforma más grande en el norte del Mar del Norte podría albergar 22 reformadores de metano a vapor y producir 12,000 kg de hidrógeno "azul" (hecho con aporte de combustible fósil) por día. Los estudios del proyecto están en curso con un centro de pruebas en tierra planificado para Flotta, una isla frente a Orkney continental.

Mientras tanto, la firma belga de ingeniería Tractebel, parte de Engie, está desarrollando un concepto para una plataforma en alta mar que convertiría la energía producida en parques eólicos en alta mar en hidrógeno verde mediante electrólisis.

La plataforma Q13a de Neptune Energy, configurada para albergar una instalación de producción de hidrógeno bajo un proyecto piloto holandés. (Foto: Neptune Energy) Un Mar del Norte conectado
El hidrógeno también figuraría en el North Sea Wind Power Hub, una mega-isla en alta mar como un centro para conectar parques eólicos masivos y suministrar su energía a diferentes países alrededor del Mar del Norte, para administrar la red de manera efectiva. Es un concepto lanzado en 2016 por un consorcio holandés. Este año, concluyó un estudio de factibilidad. Jasper Vis, asesor principal de Tennet, uno de los socios del proyecto, dice que es factible. Pero, en lugar de una isla grande, varias islas más pequeñas, aunque todavía grandes, ya sean islas artificiales o plataformas más tradicionales, dependiendo del fondo marino, serían mejores con la conversión de electricidad a hidrógeno cuando se produce demasiada energía, dijo. Energía Offshore.

Esto sería adecuado para los Países Bajos, que tiene grandes ambiciones eólicas en alta mar pero una red eléctrica limitada. Rob van der Hage, gerente comercial en alta mar, en Tennet, le dijo a Offshore Energy que el primer centro podría construirse para 2025. Aliviará los problemas de la red. Hage dice que una vez que se construyan todos los parques eólicos marinos que ya están planificados hasta 2023, solo quedan otros 7 gigavatios (GW) de capacidad en la red. Poder obtener energía en tierra a través de diferentes rutas, es decir, como hidrógeno, es una opción. El desafío es, entonces, crear demanda de hidrógeno, dice.

Industria de la limpieza
Otro proyecto holandés, H-Vision, liderado por TNO con socios que incluyen Air Liquide, BP, Gasunie, Shell y Uniper, busca crear 3.2GW de planta de hidrógeno azul en el área de Maasvlakte, cerca de dos plantas de energía existentes, para cumplir con el 20% de Calefacción y electricidad en el área de Rotterdam. Se planea una decisión de inversión final (FID) para 2021, con el primer hidrógeno en 2026. Este proyecto dependerá de CCS, con algo, aunque no todo, del CO2 producido en el proceso que posiblemente se trate en otro proyecto, el Porthos ( Proyecto CCUS (Utilización y almacenamiento de captura de carbono) del puerto de Rotterdam CO2Transport Hub & Offshore Storage, liderado por la Autoridad del Puerto de Rotterdam con sus socios Gasnuie y EBN (una organización energética estatal). Su objetivo es tomar CO2 de la industria en el área del puerto de Rotterdam y suministrarlo a los invernaderos, para ayudar al crecimiento de la planta, y también almacenarlo en alta mar a través de la plataforma P18a de Taqa, a 21 km de la costa. "Para 2030, esperamos poder almacenar entre 2 y 5 millones de toneladas métricas de CO2 cada año", según el sitio web del proyecto. Se dirige a la FID para fines del próximo año con la puesta en marcha en 2023.

Mientras tanto, el operador noruego Equinor también está analizando el hidrógeno. En el proyecto H21 en el Reino Unido, se ha tratado de convertir el norte del sistema de gas natural de Inglaterra para usar hidrógeno, almacenar CO2 producido en el proceso, a 100 km de la costa. Se ha realizado un estudio de viabilidad pero aún no se ha financiado un estudio de ingeniería y diseño front-end (FEED). Equinor también participa en Zero Carbon Humber, un proyecto más pequeño, para secuestrar y luego almacenar CO2 de la central eléctrica Drax, una antigua central eléctrica de carbón convertida en biomasa.

En los Países Bajos, Equinor también forma parte de Magnum, un proyecto para convertir una turbina de gas de ciclo combinado para que funcione con hidrógeno y luego almacene el CO2. "Necesitamos todo lo que los ingenieros petroleros pueden ofrecer, desde la geología hasta la perforación y las terminaciones para los gerentes de las partes interesadas de los barcos, es todo", dijo Anna Korolko, Líder de Tecnología de Bajo Carbono en Equinor, a Offshore Europe.

CCS
CCS y las habilidades de la industria del petróleo y el gas juegan un papel importante en esta imagen. Astley Hastings, investigador de la Universidad de Aberdeen, después de una carrera con Schlumberger y luego un doctorado en biología de sistemas, dice que la industria del petróleo y el gas "tiene todas las cartas para descarbonizar a nivel mundial", especialmente en CCS. Muchas industrias (fertilizantes, hormigón, producción de acero) tendrán dificultades para descarbonizar, por lo que se necesita CCS, dice.

Es factible "La inyección de CO2 para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) se ha realizado durante 50 años", dijo a Offshore Europe. “La separación (tecnología) está madura. La metalurgia es conocida y varios proyectos piloto están activos. Entendemos bastante bien la química de CO2 / roca y se están realizando más investigaciones. Varios gobiernos han patrocinado proyectos, por lo que está listo ".

Pero, CCS ha estado en un camino lleno de baches. Hay pocos proyectos a nivel internacional. Dos proyectos competidores en el Reino Unido se detuvieron en 2015 después de que se retiraron los fondos del gobierno. El proyecto Snohvit en Noruega almacena 0,7 Mt de CO2 secuestrado al año en un acuífero a través de una tubería de 153 km y un pozo. Para almacenar todas las emisiones fósiles de la generación de electricidad en todo el mundo para 2040 se necesitarían 20.500 Snohvits, dice (para almacenar aproximadamente 15.400 millones de toneladas métricas de CO2 al año).

De las bellotas crecen robles
Un proyecto que ahora está recibiendo algo de tracción es Acorn. Pale Blue Dot, su desarrollador de proyectos, obtuvo la primera licencia de almacenamiento de CO2 del Reino Unido para el proyecto en 2018. Este año, obtuvo fondos de la UE y nuevos socios, incluidos Shell y Chysaor. La idea es combinar la reforma de parte del gas natural que llega a la terminal de St Fergus en el norte de Escocia (que procesa el 35% del gas del Reino Unido) para crear hidrógeno azul y secuestrar el CO2 creado en el proceso para luego almacenarlo en campos en alta mar, reutilizando tuberías existentes, por ejemplo. Miller, Goldeneye o Atlantic. También almacenaría CO2 enviado a través de una tubería en tierra desde el cinturón central de Escocia y transportado por barco al puerto de Peterhead.

Sam Gomersall, Director Comercial de Pale Blue Dot, dijo a Offshore Europe que ya hay trabajo para permitir un contenido de hidrógeno del 2% en la red de gas natural. Un proyecto en Aberdeen está buscando aumentar eso al 20%, localmente, y luego hasta el 100% después del trabajo de conversión de infraestructura. El grupo gasó fondos para la ingeniería y el diseño pre-front end y cree que un proyecto podría estar en funcionamiento para 2024.

Owain Tucker - Líder Global de Despliegue - El almacenamiento de CO2, en Shell, señaló a los asistentes de Offshore Europe a las iniciativas existentes, como el Centro Tecnológico de Mongstad, en Noruega, y proyectos, incluido Gorgon en Australia, que secuestrará 3,4 millones de toneladas métricas de CO2 al año y la central eléctrica Boundary Dam, donde el CO2 creado se captura con la tecnología Shell y luego se almacena a razón de 1 millón de toneladas métricas por año durante 25 años.

Pale Blue Dot lidera el proyecto Acorn CCS que vería el carbono capturado almacenado en alta mar en Escocia. (Imagen: Punto azul pálido)

Auroras boreales
También está la aurora boreal en Noruega dirigida por Equinor con sus socios Shell y Total. Esto podría ver el CO2 enviado desde las instalaciones industriales en tierra a un sitio costero desde donde se canalizará en alta mar hacia un acuífero salino para su almacenamiento. Equinor tiene una licencia para Northern Lights y debe tomar una decisión de inversión final en 2020, dice Anna Korolko, Líder en Tecnología de Bajo Carbono, Equinor, con planes de comenzar a operar a fines de 2023. Equinor ya ha estado operando CCS en Sleipner desde 1996, con 23 millones de toneladas métricas almacenadas hasta el momento. También tiene el Snohvit CCS también.

Otro proyecto, Aramis, en los Países Bajos, está buscando almacenar CO2 del área de Rotterdam. Está siendo examinado por NAM, Total y EBN, quienes están considerando los bloques marinos K y L como sitios de almacenamiento, dijo Esther Vermolen, Gerente de Oportunidades de Almacenamiento de Energía en NAM / Shell a Offshore Energy. NAM también está buscando electrificar la plataforma K14, a 90 km de la costa, utilizando la energía del viento, ahorrando 130,000 toneladas métricas por año de CO2, dice. NAM está observando de cerca cómo funcionará la inyección de CO2 y también está considerando el almacenamiento de hidrógeno en campos agotados, dijo.

El proceso CCS también puede realizarse en alta mar para reducir las emisiones de la planta. Aker Solutions ofrece Just Catch, una tecnología CCS para instalaciones en alta mar donde pueden estar demasiado lejos de la costa para un enlace de energía, dice Ragnhild Stokholm, campeón de bajas emisiones de carbono de la compañía. Un estudio reciente para Equinor encontró que dos trenes podrían cortar 240,000 toneladas métricas de CO2 de las turbinas a bordo al año al disolver el CO2 capturado en el agua y luego inyectarlo.

Otra opción es utilizar energía renovable para reducir las emisiones de plantas en alta mar. Noruega ha liderado en este frente, inicialmente desde la costa, como por ejemplo, los esquemas hidroeléctricos de Noruega. Troll fue el primer campo en obtener energía de la costa en 2005, seguido por Valhall en 2011, con más desde, incluido, más recientemente, Johan Sverdrup, que a su vez alimentará a otros.

Equinor está llevando esto un paso más allá, instalando viento flotante en alta mar cerca de plataformas para proporcionar energía, una novedad en la industria. Su proyecto Tampen, que comenzará en 2022, contará con 11 turbinas flotantes de 8MW instaladas para proporcionar el 35% de la demanda anual de energía de las cinco plataformas Snorre A y B, Gullfaks A, B y C, a 140 km de la costa en 260-300 metros de profundidad del agua. En octubre, Equinor otorgó contratos por valor de NOK 3,3 mil millones ($ 360 millones) a Kværner (subestructuras), Siemens Gamesa Renewable Energy (turbinas), JDR Cable System (cables) y Subsea 7 (instalación y conexión) para el proyecto.

Estos son solo algunos de los proyectos que se están analizando, y solo en Europa. Parece que hay mucho espacio para correr. Hacer que estos proyectos funcionen comercialmente será el próximo desafío. Si se supera este desafío, el futuro se ve verde. O tal vez azul.

Equinor lidera el proyecto Northern Lights, parte de un proyecto de captura y almacenamiento de carbono de la cadena de valor completa en alta mar en Noruega. (Imagen: Equinor)