Por Alex Kimani en Oilprice.com
Woods, director ejecutivo de ExxonMobil: El negocio de bajas emisiones de carbono tiene el potencial de superar su antiguo negocio de petróleo y gas.
El mes pasado, Exxon Mobil (NYSE:XOM) canceló su proyecto de biocombustibles de algas de 14 años, convirtiéndose en la última compañía petrolera en abandonar lo que alguna vez se consideró el combustible del futuro. Sin embargo, toda la idea no carecía de mérito. Las algas tienen algunas ventajas claras sobre otros candidatos a biocombustibles, principalmente porque estos microorganismos fotosintéticos son súper eficientes para convertir la luz solar en biomasa, tienen un alto contenido de lípidos de hasta el 80 % para algunas variedades y son más versátiles que, digamos, el maíz, un alimento común. cultivo de biocombustibles.
Desafortunadamente, Exxon y sus cohortes Big Oil descubrieron que es demasiado difícil hacer que la economía de los biocombustibles de algas sea competitiva con la de un crudo mucho más barato, y la firma de bioproductos a base de algas Cellana estimó que el crudo tendría que llegar a ~ $ 500 / bbl para biocombustibles de algas para competir con éxito.
Pero Exxon no está dispuesta a renunciar a sus proyectos no petroleros. La semana pasada, el CEO de Exxon, Darren Woods, dijo a los inversionistas que el negocio Low Carbon de la compañía tiene el potencial de superar su negocio heredado de petróleo y gas natural dentro de una década y generar cientos de miles de millones en ingresos . Woods describió las proyecciones que muestran cómo el negocio tiene el potencial de generar ingresos de miles de millones de dólares en los próximos cinco años; decenas de miles de millones en 5-10 años, y cientos de miles de millones después del aumento inicial de 10 años. Sin embargo, si Exxon es capaz de hacer realidad su sueño dependerá del apoyo regulatorio y de políticas para fijar el precio del carbono, así como del costo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, entre otros cambios, dijo Ammann.
Exxon cree que esto dará como resultado un «mucho más estable o menos cíclico» que es menos propenso a las fluctuaciones de precios de los productos básicos a través de contratos predecibles a largo plazo con clientes que buscan reducir su propia huella de carbono. Por ejemplo, Exxon firmó recientemente un contrato a largo plazo con la empresa de gas industrial Linde Plc . (NYSE:LIN) que implica la extracción de dióxido de carbono asociado con el proyecto de hidrógeno limpio planificado por Linde en Beaumont, Texas. Exxon transportará y almacenará permanentemente hasta 2,2 millones de toneladas métricas/año de dióxido de carbono cada año desde la planta de Linde. En febrero, Linde reveló planes para construir un complejo de $ 1.8B que incluirá reformado autotérmico con captura de carbono y una gran planta de separación de aire para suministrar hidrógeno y nitrógeno limpios.
Mercado de carbono de $ 4 billones
Si las empresas de carbono de Exxon suenan demasiado ambiciosas, considere las proyecciones mucho más optimistas que se han adelantado para la captura de carbono.
Wal van Lierop de Chrysalix Venture Capital y un inversionista en la startup de captura de carbono con sede en Canadá Svante han propuesto crear políticas que harán que los mercados de carbono no solo sean factibles sino también rentables. Lierop argumenta que el precio del carbono, la tecnología y las políticas de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) deben ser tales que capturar, reutilizar o almacenar permanentemente dióxido de carbono sea más rentable que emitirlo a la atmósfera. Si los legisladores fijaran un precio de CO2 de $100 por tonelada, las 40 GT de CO2 que el mundo emite anualmente representan una oportunidad de $4 billones para las empresas de captura de carbono. Si esa cifra parece monstruosa, considere que representa solo el 5% de la economía global y ciertamente es inferior a los casi $ 70 billones en daños que la economía sufriría de otro modo ante un desastre climático en toda regla.
Tampoco es una idea tan descabellada.
Aquí en los Estados Unidos, la Sección 45Q (a)(1) permite un crédito de $20 por tonelada métrica de óxido de carbono calificado capturado por el contribuyente utilizando equipo de captura de carbono que se puso originalmente en servicio en una instalación calificada antes de la fecha de la promulgación de la Ley de Presupuesto Bipartidista (DOE). Es esencialmente un código fiscal que proporciona un crédito fiscal basado en el desempeño para proyectos de captura de carbono que se puede reclamar cuando un proyecto elegible tiene:
- Almacenó de forma segura el dióxido de carbono capturado (CO2) en formaciones geológicas, como campos petroleros y formaciones salinas; o
- Usó de manera beneficiosa el CO2 capturado o su precursor monóxido de carbono (CO) como materia prima para producir combustibles, productos químicos y productos como el concreto de una manera que resulte en reducciones de emisiones según lo definido por los requisitos federales.
Hoy, 45Q paga $35/tonelada por usar CO2 capturado en recuperación mejorada de petróleo (EOR) o combustibles sintéticos y $50/tonelada por secuestrar CO2 en almacenamiento geológico. Un proyecto de ley en consideración podría enmendar 45Q para pagar un crédito aún mayor por la captura directa de aire: $43,75/tonelada para EOR o combustibles y $65,50/tonelada para almacenamiento geológico.
Aún así, eso podría ser demasiado bajo para alentar a las empresas de captura de carbono cuyo punto de equilibrio es superior a $ 50 / tonelada. La combinación de 45Q con un sistema de comisiones y dividendos podría ser una solución más eficaz. Este sistema está actualmente bajo consideración en la Cámara de Representantes de EE.UU. HR763 . Las tarifas recaudadas bajo HR763 se distribuirían como dividendos a todos los ciudadanos estadounidenses para compensar los precios más altos de la gasolina y los costos elevados de los productos a base de hidrocarburos.
CCSU para GNL
El sector de GNL es uno de los mayores candidatos para CCSU, y el GNL tiene uno de los temas de recursos upstream más intensivos en emisiones en el sector energético. Alrededor del 40% del total de las emisiones de GNL de alcance 1 y 2 provienen del proceso de licuefacción de gas.
Según Wood Mackenzie, entre el 25 % y el 50 % de las emisiones de CO2, dependiendo de la estrategia utilizada, se pueden eliminar de los proyectos de GNL mediante la tecnología CCS. Las principales opciones para reducir las emisiones de GNL incluyen CCSU, compensaciones de carbono, electrificación, reducción de fugas de metano y el uso de energías renovables y baterías.
Afortunadamente, los jugadores de GNL están bien posicionados para emplear CCSU para reducir sus emisiones simplemente reutilizando su infraestructura existente.
El primer enfoque consiste en capturar el CO2 del yacimiento. La gran ventaja de este método es que la unidad de eliminación de gas ácido (AGRU) utilizada para capturar CO2 no incurre en costes adicionales, ya que todos los proyectos de GNL eliminan el CO2 de la corriente de gas de alimentación antes de la licuefacción para evitar que el CO2 se congele y bloquee los procesos. WoodMac dice que el CCS de reservorio tiene el potencial de reducir la intensidad general de los proyectos de GNL en un 25% y, en algunos casos, hasta en un 50%.
El segundo enfoque es CCSU posterior a la combustión, que consiste en capturar CO2 de la corriente de gas de combustión de GNL. Si bien la CCSU de poscombustión es más costosa que la CCSU de reservorio, hay importantes beneficios de costo al agregar CCS de poscombustión a una instalación de GNL de nueva construcción debido a las sinergias de diseño y ubicación.