Así es cómo EEUU quiere impulsar la captura de carbono

La tan esperada propuesta de la Agencia de Protección Ambiental de EEUU (EPA) para regular las emisiones de gases de efecto invernadero de las plantas de energía de combustibles fósiles está aquí, y es capaz de estimular enormes adiciones de captura de carbono para las plantas de combustibles fósiles que permanecen en línea.

La EPA diseñó esta última ronda de reglas para superar la barrera legal que bloqueó tanto el Plan de Energía Limpia (CPP, por sus siglas en inglés) de la administración Obama, la primera regulación estadounidense diseñada para limitar la contaminación climática en el sector eléctrico, como la Regla de Energía Limpia Asequible (ACE) menos agresiva de la administración Trump.

En el caso de West Virginia v. EPA , la Corte Suprema de EEUU dictaminó que ACE y CPP se habían excedido al intentar regular las emisiones totales de carbono del sector eléctrico. Ahora, para evitar la ira de los tribunales, la EPA se está enfocando en su autoridad bien establecida para exigir las tecnologías de control de contaminación "mejores disponibles" bajo la Ley de Aire Limpio.

Menos carbón

Específicamente, la EPA está presionando para reducir, aunque no eliminar, las emisiones de electricidad generadas por combustibles fósiles al exigir equipos de captura de carbono para la mayoría de las plantas de carbón que permanecen en servicio para 2040. Para las plantas de carbón más pequeñas o que funcionan de manera intermitente, la EPA requiere co-combustión de combustible” en su lugar, reemplazando el 40% de la entrada de calor con gas natural.

Las reglas también exigen que las plantas de gas con una capacidad de al menos 300 megavatios y un factor de capacidad de al menos el 50 % instalen equipos de captura de carbono para 2035 o reemplacen todo menos el 4 % de su combustible por volumen con hidrógeno limpio para 2038. Las plantas pueden escapar de estos requisitos comprometiéndose a jubilarse para la década de 2030.

La EPA diseñó su propuesta para proyectar flexibilidad y pragmatismo, y para socavar las acusaciones de que está tratando de cerrar el sector de energía de combustibles fósiles. Las reglas en su mayoría eximen a las plantas de "pico" alimentadas por gas que proporcionan energía cuando otras fuentes de energía son escasas, así como a las plantas de carbón que se comprometen a retirarse para 2030 (o para 2035, si funcionan solo al 20% de su capacidad). Las regulaciones solo comienzan a implementarse gradualmente durante la década de 2030 en general, y los estados tienen cierta flexibilidad en cuanto a cómo implementan los requisitos de la EPA.

Aumento del costo de la electricidad fósil

El efecto claro de las reglas sería aumentar los costos de la electricidad alimentada por combustibles fósiles en un momento en que la energía limpia es más barata que nunca. Muchos desarrolladores y empresas de servicios públicos encontrarán que es más barato y menos arriesgado reemplazar su carbón o gas con energía solar y eólica en lugar de adaptarlos para cumplir con los requisitos. La propia EPA proyecta que la regla debería resultar en 18 gigavatios adicionales de cierre de plantas de carbón para 2040.

Sin embargo, ese mismo gasto es también la mayor amenaza para la situación legal de la regla. La EPA solo puede exigir tecnologías utilizables y asequibles, y pocas plantas de energía de combustibles fósiles en América del Norte han podido sostener operaciones con equipos de captura de carbono.

A pesar de la ciencia bien establecida de la captura y el almacenamiento de carbono, su novedad en el mercado de la electricidad seguramente atraerá demandas el próximo año cuando se emita la regla final, que la Corte Suprema escéptica de la EPA muy bien podría sostener cuando el caso finalmente llegue a ellos, probablemente años después.

Situación del mercado

Solo hay dos plantas comerciales de carbón con CCS que actualmente suministran a la red de EE. UU., que en conjunto brindan una capacidad total de captura de 0,07 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono al año. No hay plantas de gas natural que utilicen CCS que se pongan en servicio a escala. Sin embargo, esto podría estar a punto de cambiar: la perspectiva de mercado más reciente de BNEF proyecta un crecimiento del 99,7 % en los activos CCS de carbón y gas para 2030, para alcanzar los 30 millones de toneladas de CO2 por año, incluso antes de la decisión de la EPA.

BNEF calcula que el costo nivelado de la electricidad para las plantas de carbón y gas de nueva construcción junto con CCS es de $142 por megavatio-hora y $80/MWh, respectivamente, que es un 43-45% más caro que operar las plantas de energía sin disminuir. También se estima que los costos de reacondicionamiento son marginalmente más altos que los de una nueva construcción.

La regulación impulsará el cierre de 126 GW de carbón entre 2023 y 2035, o un promedio de 18 GW al año, según el modelo de la EPA. Esto representa un aumento del 38 % con respecto a las tasas históricas de jubilación anual y, según los cálculos de BNEF, una reducción de emisiones de 255 MtCO2 por año.

Dicho esto, la EPA estima que se retirarían 104 GW de carbón entre 2023 y 2035 (15 GW anuales) incluso sin las nuevas reglas. La regulación empuja principalmente al carbón a cerrar antes de lo planeado actualmente, en lugar de provocar el cierre de más plantas, y la EPA calcula que la regla propuesta solo da como resultado 18 GW de cierres de carbón adicionales netos para 2040.

Inversión en CCS

Aproximadamente 12 GW de energía a base de carbón permanecerán operativos después de 2040 y se actualizarán con CCS, a pesar de que es más costoso que otras alternativas que cumplen con las normas de carbono, como el cambio de combustible o la transición a energías renovables. BNEF estima que esto agregará alrededor de 1.050 millones de toneladas métricas de CO2 por año en la capacidad de CCS en los EEUU.

En lugar de un cambio obligatorio a las energías renovables, es probable que muchos desarrolladores hagan cálculos y concluyan que dejar varado un activo de carbón sigue siendo el camino de menor costo y riesgo en comparación con invertir en nuevas tecnologías para mantener una planta vieja en funcionamiento.

Una parte significativa de estas plantas está cerca de un centro CCS propuesto, lo que permitirá una rápida integración con las redes de transporte y almacenamiento. Las plantas que no estén próximas a un centro en desarrollo requerirán una construcción de transporte y almacenamiento, lo que aumentará aún más los costos de modernización que ya son costosos. En cambio, la falta de infraestructura accesible puede empujar a las plantas hacia el retiro, lo que tendrá efectos desproporcionados en los estados con acuíferos de almacenamiento por debajo del promedio, como Virginia Occidental.

La opinión de BNEF

Hasta ahora, EEUU se ha basado en la formulación de políticas de 'zanahoria' para acelerar la transición energética. La IRA, por ejemplo, incentiva el suministro de tecnologías limpias como CCS e hidrógeno a través de un crédito fiscal a la producción. Estas soluciones, sin embargo, todavía necesitan "palos" para estimular la demanda a medida que escalan, alineando las necesidades de las empresas y los mercados para hacer que las soluciones bajas en carbono sean económicas.

En los años de incertidumbre regulatoria que seguirán a los desafíos legales a esta regla, la propuesta de la EPA crea una señal de mercado, especialmente cuando se suma a otras regulaciones: que el carbón es fundamentalmente una industria moribunda. La economía subyacente más que apoya esta noción.

El fallo del Reino Unido de 2021 para desmantelar el carbón estimuló la inversión en tecnologías como la captura y el almacenamiento de carbono bioenergético (BECCS) y el hidrógeno. Este es un cambio tecnológico que podría tener un paralelo en los EEUU. Si BECCS es un método de reducción elegido, los desarrolladores podrían capitalizar una segunda fuente de ingresos, derivada del mercado voluntario, para que el proyecto sea económicamente viable. Se necesitaría una contabilidad cuidadosa del carbono para garantizar que el proceso realmente califique para una compensación de carbono.

La apuesta por las energías limpias de Biden

Sin duda, esta regla generará una oposición significativa: las demandas apuntarán de inmediato y posiblemente detendrán las reglas finales de emisiones de las centrales eléctricas de la EPA, y su cronograma pausado, menos agresivo que el objetivo de 2035 de la Administración Biden para 100% de energía limpia, asegura que los factores de mercado se mantendrán. el principal impulsor de los cierres de plantas de combustibles fósiles.

Más de 50 GW de generación de carbón, aproximadamente una cuarta parte de la flota de EEUU, están programados para ser cerrados para 2029. Pero los años de incertidumbre regulatoria que crea esta regla solo fortalecerán el caso de mercado para cambiar de activos de combustibles fósiles cada vez más arriesgados a energías renovables más temprano que tarde, especialmente porque esta es solo una entre muchas reglas de la EPA, muchas basadas en programas bien establecidos de la EPA, diseñado para obligar a las plantas de combustibles fósiles a reducir la contaminación o cerrar.

Suponiendo que los cierres de plantas no se dupliquen entre las reglas, la EPA ya proyecta que sus regulaciones impulsarán hasta 18,5 GW en cierres adicionales de carbón para 2030, incluso si las restricciones de gases de efecto invernadero de combustibles fósiles nunca entran en vigencia. Algunas de estas reglas pueden ser anuladas, pero es poco probable que todas lo hagan. Juntos, envían una poderosa señal de que el fin de la energía del carbón está cerca.