COMUNICACIÓN DE LA COMISIÓN AL PARLAMENTO EUROPEO, AL CONSEJO, AL COMITÉ ECONÓMICO Y SOCIAL EUROPEO Y AL COMITÉ DE LAS REGIONES sobre el futuro de la captura y almacenamiento de carbono en Europa /* COM/2013/0180 final */





Comunicación consultiva sobre El futuro de la captura y almacenamiento de carbono en Europa Índice 1. Introducción. 3 2. Combustibles fósiles en la combinación de fuentes de energía y en los procesos industriales. 4 2.1. La importancia de los combustibles fósiles en la combinación de fuentes de energía en el mundo 4 2.2. La importancia de los combustibles fósiles en la combinación de fuentes de energía de Europa 6 2.2.1. El carbón en la generación de electricidad en Europa. 8 2.2.2. El gas en la generación de electricidad en Europa. 10 2.2.3. El petróleo en la generación de electricidad en Europa. 11 2.2.4. Composición y antigüedad estructural de la generación eléctrica en Europa. 11 2.2.5. Consumo de combustibles fósiles en otros procesos industriales. 12 2.2.6. Potencial de la CAC en Europa y en el mundo. 13 2.3. Potencial del uso industrial del CO2 15 2.4. Rentabilidad de la CAC.. 16 2.5. Competitividad de costes de la CAC en el caso de equipamiento a posteriori de centrales existentes 17 3. Situación de la demostración de la CAC en Europa y análisis de las carencias. 18 3.1. Falta de alicientes económicos. 18 3.2. Sensibilización y aceptación pública. 20 3.3. Marco jurídico. 21 3.4. Almacenamiento del CO2 e infraestructura. 21 3.5. Cooperación internacional 21 4. Próximos pasos. 22 5. Conclusiones. 25 1. Introducción En la actualidad, más del 80 % de la energía primaria total es de origen fósil. En el último decenio un 85 % del aumento del consumo de energía fue asimismo de origen fósil. Las estimaciones acerca del consumo energético futuro, suponiendo que continúen las políticas y las tendencias actuales, apuntan hacia una continuación de esta dependencia de los combustibles fósiles[1]. Esta tendencia va en sentido contrario a la lucha contra el cambio climático. De acuerdo con la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y con un informe encargado por el Banco Mundial, se calcula que esta tendencia podría llevar a un aumento medio de las temperaturas de 3,6 o 4 grados centígrados, respectivamente[2]. En el periodo de transición hacia una economía con baja emisión de carbono, la captura y almacenamiento de carbono (CAC) constituye una de las mejores soluciones para reconciliar la demanda creciente de combustibles fósiles con la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Cabe afirmar que la CAC se va hacer imprescindible para mantener el ascenso global de las temperaturas por debajo de los dos grados[3]. La CAC es también fundamental para el cumplimiento de los objetivos de reducción de los gases de efecto invernadero en la Unión y ofrece a las inestables industrias europeas un alto potencial de reindustrialización hipocarbónica. Ahora bien, todo depende de si la CAC se convierte en una tecnología de envergadura, comercialmente viable y puede ser desplegada a gran escala[4]. Las evaluaciones efectuadas en el contexto de la «Hoja de ruta de la UE hacia una economía hipocarbónica competitiva en 2050» y del Programa de trabajo de la energía establecen que, de comercializarse, la CAC sería una tecnología de gran valor que contribuiría a la consecución de una economía hipocarbónica en la UE; entre un 7 % y un 32 % (según el escenario utilizado) de la producción de energía recurriría a la CAC para 2050. Según estas evaluaciones, a partir de 2035 la CAC permitiría reducir a gran escala las emisiones de CO2 en los procesos industriales de la UE. La UE se ha comprometido a respaldar la CAC, tanto financiera como normativamente. Tras decidir el Consejo Europeo en 2007 respaldar 12 proyectos de demostración a gran escala para 2015, la Comisión adoptó una serie de medidas destinadas a establecer un marco común de apoyo normativo y de demostración. La Directiva relativa a la CAC se adoptó para proporcionar un marco normativo a la captura, transporte y almacenamiento de CO2; la fecha límite de transposición se fijó en junio de 2011[5]. La red de transporte de CO2 fue incluida entre las Prioridades en materia de infraestructuras energéticas, propuestas en noviembre de 2010, así como en la propuesta de reglamento de la Comisión «Directrices para las infraestructuras transeuropeas». La CAC ha pasado también a formar parte de las iniciativas de I+D de la UE; la Iniciativa Industrial Europea sobre la CAC forma ahora parte integrante del Plan Estratégico Europeo de Tecnología Energética (Plan EETE). Por otro lado, se han constituido dos mecanismos de financiación: el Programa Energético Europeo para la Recuperación (PEER) y el Programa NER300[6], financiados a través de los derechos del régimen de comercio de derechos de emisión para canalizar financiación de la UE a proyectos de demostración a gran escala[7]. A pesar de todos los esfuerzos, la CAC no ha conseguido despegar en Europa por una serie de razones que se exponen brevemente en la presente Comunicación. Aunque está claro que la opción «no intervención» no puede contemplarse y que es necesario tomar medidas, el tiempo se está agotando, especialmente en el caso de proyectos de demostración que han conseguido dotarse de parte de la financiación necesaria pero todavía no han obtenido una decisión de inversión definitiva. La presente Comunicación resume el momento actual teniendo en cuenta el contexto global y analiza las distintas opciones disponibles para fomentar la demostración y el despliegue de la CAC con el fin de defender su promoción a largo plazo como parte integrante de la estrategia de la UE para la transición hacia una economía hipocarbónica. 2. Combustibles fósiles en la combinación de fuentes de energía y en los procesos industriales Desde la Decisión del Consejo Europeo de 2007 por la cual se convenía en desarrollar la CAC, su importancia y pertinencia han aumentado considerablemente, tanto a nivel europeo como mundial, porque la dependencia de los combustibles fósiles se ha intensificado. Mientras tanto, el tiempo disponible para mitigar el cambio climático ha disminuido, haciendo más urgente el despliegue de esta tecnología. 2.1.La importancia de los combustibles fósiles en la combinación de fuentes de energía en el mundo En 2009, los combustibles fósiles satisficieron un 81 % de la demanda primaria mundial de energía; dos tercios de la producción de energía procede de ellos. En los últimos diez años, el carbón, el petróleo y el gas han cubierto un 85 % del aumento de la demanda global de energía; el carbón ha satisfecho por sí solo un 45 % del aumento del consumo de energía primaria, como puede verse a continuación en el gráfico 1. Ello se debe en gran parte al aumento de la demanda en los países en desarrollo. Desde 1990 la producción de carbón en el mundo se ha duplicado prácticamente, alcanzando en 2011 los 8 000 millones de toneladas. Gráfico 1: Desglose del incremento mundial de la demanda de energía primaria por tipos de combustible, 2001-2011 (Fuente: AIE, «World Energy Outlook 2012») La evolución histórica que se contempla en el gráfico anterior queda reflejada en las previsiones de la AIE, «World Energy Outlook 2012, New Policies Scenario», recogidas en el gráfico 2, donde puede verse que, si siguen las actuales políticas, el carbón tenderá a cobrar importancia en las inversiones energéticas de los países en desarrollo en los próximos decenios, mientras que en los países desarrollados la capacidad correspondiente al carbón comenzará a disminuir. Gráfico 2: Cambios en la producción energética en determinadas partes del mundo, 2010 – 2015. (Fuente: AIE, «World Energy Outlook 2012») 2.2.La importancia de los combustibles fósiles en la combinación de fuentes de energía de Europa En la UE, la participación del gas en el consumo de energía primaria ha aumentado en los últimos diez años hasta alcanzar en 2010 un 25 % del total[8]. La mayoría del gas es importado: solo un 35 % aproximadamente se produce en la UE[9]. Aproximadamente un 30 % del gas se destina a la generación de electricidad. Si en la UE las importaciones de gas se han duplicado en los últimos dos decenios, en los EE.UU. ha sucedido lo contrario gracias al descubrimiento y explotación de gas de esquisto, que han reducido el precio del gas y hecho de los EE.UU. un país menos dependiente de las importaciones. El rápido desarrollo y las previsiones del consumo del gas de esquisto en los EE.UU. se muestran el gráfico 3. Gráfico 3: Producción de petróleo y gas en los EE.UU. y previsiones para el futuro (Fuente: AIE, «World Energy Outlook 2012») Esto, a su vez, ha forzado a la baja los precios del carbón americano (como puede comprobarse en el gráfico 4), lo que ha llevado a los productores a buscar nuevas salidas y a exportar un carbón que normalmente debería consumirse a nivel nacional. Existen indicios que apuntan a que esta tendencia continuará y se agudizará. Gráfico 4: Precios del carbón a lo largo de doce meses (Fuente: Platts) La UE ha sido receptora de muchas de estas exportaciones, lo que ha llevado a un aumento del consumo de carbón. El gráfico 5 muestra la evolución global del sector del carbón en la UE en los últimos 20 años (los datos llegan hasta mayo de 2012 inclusive). El reciente aumento del consumo de carbón[10] ha venido a detener y, hasta cierto punto, invertir una tendencia de veinte años de disminución del consumo. Las razones son múltiples, pero en particular cabe mencionar la disminución, con respecto a lo previsto, de los precios tanto del carbón como de las emisiones de carbono. Gráfico 5: Evolución del consumo de carbón en la UE en los últimos 20 años (mayo de 2012 inclusive) (Fuente: Eurostat). A la izquierda de la barra aparecen los datos anuales desde 1990; a la derecha, los datos mensuales posteriores al 1.1.2008). Debido a la baratura de sus precios, y a la carestía relativa de los del gas en comparación, el carbón se ha convertido en una materia nueva e interesante económicamente para la producción de energía en la UE. La vida útil de la centrales generadoras que estaban por cerrarse se amplía ahora, y aumenta el riesgo de que las emisiones de carbono se estanquen debido a la evolución al alza de los nuevos combustibles fósiles. En los últimos años el impacto de la crisis económica ha hecho que la emisión de gases de efecto invernadero disminuya significativamente, lo que ha hecho que para comienzos de 2012 se haya acumulado un excedente de 855 millones de derechos de emisión no utilizados. Este excedente estructural sigue incrementándose rápidamente, y en la fase 3 podría resultar en unos 2 000 millones de derechos no utilizados[11], lo que haría que los precios del carbono descendieran a los 5 EUR (o menos) por tonelada de CO2. Este atractivo renovado del carbón a corto plazo constituye sin duda alguna un revés para la transición hacia una economía hipocarbónica. 2.2.1. El carbón en la generación de electricidad en Europa El sector del carbón contribuye significativamente a la seguridad de suministro energético de Europa, dado que se produce en gran parte localmente (más del 73 % del carbón consumido se produce en la UE, como muestra a continuación el gráfico 6). Gráfico 6: Consumo de carbón en la UE, 2010 (Fuente: Eurostat) El carbón consumido en Europa se destina principalmente a la producción de electricidad. En conjunto, el consumo de lignito y antracita en la UE aumentó de 712,8 millones de toneladas en 2010 a 753,2 millones en 2011, y representa un 16 % aproximadamente del consumo total de energía. Si la contribución del carbón en la producción de electricidad de la UE había venido disminuyendo progresivamente hasta 2010 (momento en que era responsable de aproximadamente un 25 % de la electricidad producida[12]), desde entonces ha comenzado a aumentar, como se expone más adelante. Los principales consumidores de carbón en la UE son los que recoge el gráfico que se expone a continuación. Gráfico 7: Principales consumidores de carbón en la UE en 2010 (Fuente: Eurostat) La información presentada por los Estados miembros señala que se está creando o está previsto crear una capacidad adicional de carbón de unos 19 GW (en Alemania, Países Bajos, Grecia y Rumanía). Sin embargo, estas cifras presentadas por los Estados miembros son considerablemente más bajas que las elaboradas por Platts, quien afirma que se han propuesto, desarrollado o están en construcción centrales generadoras alimentadas por carbón cuya potencia total alcanzaría los 50 GW. Hay que señalar también que una serie de viejas centrales eléctricas alimentadas con carbón deberán ser objeto de renovación o clausura, ya que están llegando al final de su vida útil. 2.2.2. El gas en la generación de electricidad en Europa La cuota correspondiente al gas en la combinación de fuentes de energía en Europa ha venido incrementándose en los últimos veinte años, pasando del 9 % en 1990 al 24 % en 2010[13]. Además, muchos Estados miembros prevén que la producción eléctrica a base de gas aumente significativamente. En comparación con el carbón, las centrales eléctricas de gas presentan una serie de ventajas. La emisión de gases de efecto invernadero es la mitad que en el caso del carbón; las centrales de gas tienen unos gastos de inversión inferiores y son más flexibles en su funcionamiento porque pueden compensar las variaciones de producción de la energía eólica o solar. Se ha notificado a la Comisión que está en curso la creación de nuevos 20 GW de capacidad, lo que supone un 2 % de la capacidad total de generación eléctrica en la actualidad (15 GW más han sido notificados como previstos). El gráfico que se presenta a continuación recoge la capacidad de las 32 centrales de gas en construcción notificadas a la Comisión. Gráfico 8: Principales Estados miembros en los que se están construyendo centrales generadoras a base de gas (Fuente: notificaciones de los Estados miembros) Si bien las centrales de gas desprenden menos emisiones que las de carbón, estas nuevas inversiones tienen una vida útil considerable, y el equipamiento a posteriori de tales centrales con CAC no es necesariamente rentable. Esto es cierto sobre todo cuando la central de gas no está funcionando como carga de base[14]. Por otro lado, las centrales de gas acarrean menos gastos de capital que las de carbón, lo que significa que la rentabilidad de las inversiones depende menos de la duración de su vida útil. 2.2.3. El petróleo en la generación de electricidad en Europa La utilización de petróleo para la producción eléctrica es escasa; puede encontrarse en aplicaciones concretas, tales como los sistemas de generación aislados. En la UE supone solo un 2,6 % del total, y algo más en el resto del mundo, aunque con tendencia a la baja. El petróleo se consume principalmente para el transporte, por ejemplo en los motores de combustión de aviones, barcos y vehículos. Debido al papel secundario que desempeña en la industria y la producción eléctrica, así como al hecho de que es imposible, con las tecnologías actuales, capturar carbono de forma eficiente procedente de fuentes de emisión tan pequeñas, la presente Comunicación no se va a detener más en el petróleo. 2.2.4. Composición y antigüedad estructural de la generación eléctrica en Europa Las inversiones en capacidad de generación eléctrica han variado en Europa a lo largo del tiempo, pasando de las energías renovables (centrales hidroeléctricas) en las primeras fases de la electrificación, hace más de un siglo, a la producción nuclear, de gas y de carbón en la década de los años 50 y posteriores, y a una vuelta a las energías renovables (eólica y solar) en la última década. El gráfico 9 recoge esta evolución. Gráfico 9: Evolución estructural de la generación eléctrica en Europa (fuente: Platts) Las inversiones en centrales de carbón realizadas entre hace 55 y 30 años, reflejadas en el gráfico anterior, hacen que Europa disponga de un gran número de viejas centrales que alcanzan el final de su vida útil (en el caso de las centrales de gas la situación es la inversa, ya que la mayoría de las inversiones se han realizado en los últimos 20 años). Un número creciente de estas centrales (generadoras de entre 3 y 5 GW anuales, lo que equivale a unas 10 centrales de carbón) alcanzan una edad tal que a los inversores les resulta más barato clausurarlas que dedicar recursos a renovarlas[15], lo que ofrece la oportunidad de sustituirlas por alternativas más bajas en carbono, pero aumenta también el riesgo de que las emisiones de carbono se estanquen si los precios relativos del carbón y de las emisiones de carbono se mantienen al nivel actual. 2.2.5. Consumo de combustibles fósiles en otros procesos industriales La captura de CO2 en otros procesos industriales es mucho más fácil que en el sector de la generación eléctrica debido a la concentración relativamente alta de CO2 que en ellos se produce. La implantación de la CAC en determinadas industrias constituye, por lo tanto, una opción interesante durante la fase inicial de despliegue de esta tecnología. Las evaluaciones efectuadas en el marco de la «Hoja de ruta de la UE hacia una economía hipocarbónica competitiva en 2050» señalan que las emisiones de CO2 del sector industrial deben reducirse entre un 34 % y un 40 % para 2030 y entre un 83 % y un 87 % para 2050, tomando como referencia las cifras de 1990. Estudios recientes del JRC en torno a la implantación de la CAC en los sectores metalúrgico, siderúrgico y del cemento, muestran que esta tecnología puede hacerse competitiva a medio plazo, contribuyendo así a una reducción rentable de las emisiones en tales sectores[16]. Si se analiza, por ejemplo, el sector del acero, se comprueba que una eventual implantación de la CAC en el mismo podría reducir radicalmente las emisiones directas. Aunque la eficiencia energética de la producción siderúrgica ha mejorado de forma espectacular en los últimos 50 años, el proceso de producción del acero bruto sigue siendo gran consumidor de energía. Entre un 80 % y un 90 % de las emisiones de CO2 del sector proceden de los hornos de carbón, de los altos hornos y de los hornos básicos de oxígeno de las acerías integradas. La UE es responsable de 15 % aproximadamente de la producción de acero en el mundo; en 2011 se produjeron casi 180 millones de toneladas de acero bruto en la EU27[17]. En la actualización de su Comunicación sobre política industrial de 2012, la UE se proponía el ambicioso objetivo de impulsar el peso de la industria en Europa, desde el nivel actual de un 16 % del PIB a un 20 % en 2020. La implantación de la CAC en los procesos industriales permitiría que la Unión conciliara este objetivo con sus objetivos climáticos a largo plazo. Sin embargo, tampoco hay que olvidar la importancia de las barreras técnicas, aún por analizar, ni la escala de las actividades de I+D que es necesario alcanzar, ni los aspectos económicos ligados a los mercados internacionales de estas materias. El despliegue de la CAC en los procesos industriales puede servir también para sensibilizar a la población y contribuir a la aceptación de esta tecnología, visto el vínculo que existe entre el empleo a nivel local y la continuidad de la producción industrial. 2.2.6. Potencial de la CAC en Europa y en el mundo La UE se ha comprometido a una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero del 80 % como mínimo para 2050. Sin embargo, en la producción de electricidad y en los procesos industriales seguirá recurriéndose durante muchos decenios a los combustibles fósiles. Por ello, el objetivo para 2050 sólo podrá lograrse si se eliminan del sistema las emisiones procedentes de la combustión de combustibles fósiles; en este sentido, la CAC puede tener un gran papel que desempeñar como tecnología capaz de reducir significativamente las emisiones de CO2 procedentes del consumo de tales combustibles. La CAC puede implantarse conjuntamente con la producción de combustibles de transporte, especialmente con la producción de combustibles alternativos[18] como el hidrógeno derivado de fuentes fósiles. Suele considerarse que la CAC puede también aplicarse en paralelo a la combustión de combustibles fósiles, aunque también puede utilizarse para capturar el carbono biogénico derivado del uso de la biomasa (BioCAC). La aplicación de la BioCAC puede utilizarse para capturar el CO2 procedente de una serie de procesos, desde la combustión combinada de biomasa o las centrales generadoras alimentadas con biomasa, hasta los procesos de producción de biocarburantes. Ahora bien, la viabilidad técnica y la cadena de valor de la CAC en el ámbito de la biomasa debe aún demostrarse a gran escala. Los análisis de la AIE sugieren que, sin la CAC, los costes de capital del sector de la generación de electricidad necesarios para alcanzar el objetivo de no superar los 2 grados de temperatura mediante un control de los gases de efecto invernadero podrían incrementarse hasta un 40 %[19]. El papel de la CAC en la mitigación rentable del cambio climático ha sido puesto de relieve en la «Hoja de ruta para 2050»: en todos los escenarios contemplados interviene la CAC. En tres de los cinco escenarios de la política de reducción del carbono, la CAC se aplicaría en 2050 a más de un 20 % de la combinación de fuentes de energía de Europa, como se muestra a continuación en el gráfico 10. Gráfico 10: Porcentaje de la CAC en la generación eléctrica, 2050 (Fuente: Hoja de ruta para 2050) En la «hipótesis de las tecnologías de suministro diversificadas» de la Hoja de ruta para 2050 se vaticina que para 2035 podría instalarse un total de 32 GW de CAC, que para 2050 podrían aumentar a unos 190 GW. Esto constituye una valiosa oportunidad para la industria europea en el contexto de la tecnología de captura y almacenamiento de carbono pero, si se observa el nivel al que se encuentra la UE en la actualidad, las perspectivas son desalentadoras. Todo retraso en el desarrollo de la CAC en Europa lastrará además sus perspectivas económicas. Las proyecciones muestran que, con las políticas actuales, por mucho que el recurso a los combustibles fósiles disminuya, en los próximos decenios seguirán constituyendo la parte principal de la combinación de fuentes de energía de la UE. E incluso si tales políticas se endurecen con el fin de avanzar hacia combinaciones energéticas más bajas en carbono, los combustibles fósiles seguirían constituyendo en 2030 más del 50% del total. Cuadro 1: Proyecciones en materia de combinación de fuentes energéticas; escenario de referencia basado en las políticas actuales (Fuente: Comisión Europea, Evaluación de impacto de la Hoja de ruta para 2050) Las evaluaciones de la Hoja de ruta para 2050 prevén que el despliegue a gran escala comenzaría hacia 2030; el principal factor impulsor sería el precio de las emisiones de carbono, fijado en el marco del régimen de comercio de los derechos de emisión. El desarrollo de un marco climático y energético para 2030, orientado a la consecución del objetivo de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2050 con el fin de mantener el aumento de las temperaturas por debajo de los dos grados, ejercerá un influjo importante en el despliegue de la CAC. 2.3.Potencial del uso industrial del CO2 El CO2 es un compuesto químico que puede utilizarse como fluido motor en la producción de combustibles sintéticos (p. ej., en centrales geotérmicas), como materia prima en procesos químicos y aplicaciones biotecnológicas, o para la fabricación de una amplia gama de otros productos. Hasta la fecha el CO2 se ha venido utilizando para la producción de urea, refrigerantes, bebidas, sistemas de soldado, extintores, en el tratamiento del agua, la horticultura, la precipitación del carbonato de calcio en la industria papelera, como agente inerte en el envasado de alimentos y en muchas otras aplicaciones a menor escala[20]. Aparte de esto, recientemente han surgido otras posibilidades de aplicación consistentes en procedimientos de producción de productos químicos (p. ej., polímeros, ácidos orgánicos, alcoholes, azúcares) o de combustibles (p. ej., metanol, biocarburantes derivados de las algas, gas natural sintético). Sin embargo, muchas de estas tecnologías se encuentran aún en la fase de I+D. Además, no existen conclusiones definitivas respecto a sus efectos sobre la disminución del CO2 como resultado de su acción específica de almacenamiento temporal o permanente, y podrían no alcanzar los volúmenes de CO2 necesarios. Pero, independientemente de su potencial para reducir las emisiones de CO2, estas posibilidades de utilización pueden convertirse, a corto plazo, en una fuente de ingresos. Gracias a esto el CO2 no sería considerado tanto un residuo como una materia prima, lo que podría a su vez contribuir a fomentar la aceptación de la CAC. La tecnología de recuperación mejorada de petróleo (y en algunos casos de gas) tiene, por un lado, la capacidad de almacenar cantidades considerables de CO2; por otro, aumenta la producción de petróleo en un 13 % de promedio[21], lo que tiene un valor económico significativo. Además, los depósitos de petróleo y gas son los primeros candidatos para el almacenamiento de CO2, y ello por varias razones. En primer lugar, el hecho de que el petróleo y el gas que originalmente contenían estas cavidades no se escapaba demuestra la seguridad y fiabilidad de estas, siempre que su integridad estructural no se haya degradado como resultado de los procesos de prospección y extracción. En segundo lugar, la estructura geológica y las propiedades físicas de la mayoría de los yacimientos de petróleo y gas se han estudiado y caracterizado exhaustivamente. En tercer lugar, la geología y las características de los yacimientos existentes son suficientemente conocidas en el sector del petróleo y el gas como para poder predecir los fenómenos de movimiento, desplazamiento y cerramiento de los gases y líquidos. Sin embargo, el necesario aplicar un principio de precaución, como recientemente ponía de relieve la AEMA en su informe de 2013 «Late lessons from early warnings» (Lecciones tardías, señales precoces)[22]. Por otro lado, el potencial de la recuperación mejorada de petróleo (RMP) es, en Europa, limitada[23]. 2.4.Rentabilidad de la CAC En la actualidad se están desarrollando con éxito más de 20 proyectos de CAC a escala de demostración en todo el mundo, dos de ellos en Europa (Noruega)[24]. La mayoría consisten en aplicaciones industriales, tales como el tratamiento del petróleo y el gas o la producción química, actividades que capturan el CO2 por razones comerciales. Ocho de los proyectos abarcan toda la cadena de la CAC (captura, transporte y almacenamiento), y cinco de ellos son económicamente viables gracias a la recuperación mejorada del petróleo, en la que el carbono se utiliza para reforzar la extracción de petróleo crudo (el anexo 1 ofrece más datos de estos proyectos). De acuerdo con la Hoja de ruta para 2050 y con la evaluación de la AIE[25], se prevé que la CAC se convierta en una tecnología competitiva en la transición hacia una economía hipocarbónica. Los costes de la CAC varían según el combustible, la tecnología y el tipo de almacenamiento de que se trate, pero la mayoría de los cálculos arrojan cifras de entre 30 y 100 EUR por tonelada de CO2 almacenada. De acuerdo con el documento Coste y eficacia de la captura de CO2 a partir de la generación eléctrica, de la AIE (véase nota a pie de página 29), basado en estudios técnicos existentes, los costes actuales de la CAC girarían en torno a los 40 EUR por tonelada de CO2 no emitida[26], en el caso de las centrales de carbón y 80 EUR en el de las de gas natural. Deben también tenerse en cuenta los costes de transporte y almacenamiento. Se considera, sin embargo, que estos costes disminuirán en el futuro. De acuerdo con evaluaciones realizadas por el CCI[27], se supone que la primera generación de centrales de carbón o gas natural dotadas de CAC será considerablemente más costosa que las centrales tradicionales sin CAC. Una vez hayan comenzado a desplegarse las centrales dotadas de CAC los costes tenderán a disminuir en provecho de las actividades de I+D y de la creación de economías de escala. Dada la persistencia de la carestía del petróleo, la CAC podría en algunos casos ser rentable en la industria de la extracción de petróleo y gas, en la que los márgenes económicos son considerablemente más altos que en la producción eléctrica o en otros sectores centrados en la oferta o el consumo de combustibles fósiles. Ejemplo de ello son los dos proyectos CAC a gran escala que están ya en funcionamiento en Europa. Ambos están ubicados en Noruega, país en el que los productores de petróleo y gas deben satisfacer un impuesto de unos 25 EUR por tonelada emitida de CO2[28]. Este impuesto, específico para los productores de gas y electricidad de la plataforma continental, ha llevado al desarrollo comercial de la CAC en Snøhvit y Sleipner (para más información véase el anexo I). 2.5.Competitividad de costes de la CAC en el caso de equipamiento a posteriori de centrales existentes Si la tendencia mundial hacia la expansión de las centrales de combustibles fósiles no se invierte, el equipamiento a posteriori con CAC será una necesidad para limitar el calentamiento mundial a menos de 2°C. Sin embargo, el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático[29] señala que «se calcula que equipar a posteriori las centrales con tecnologías de captura de CO2 produce unos costes superiores y arroja una eficiencia global menor que las centrales de nueva construcción equipadas con dichas tecnologías. Las diferencias de coste del equipamiento a posteriori podrían reducirse si se trata de centrales relativamente nuevas y de alta eficiencia o si se adaptan o reconstruyen sustancialmente». La mayoría de los estudios posteriores concuerdan con las conclusiones del Grupo Intergubernamental. Las principales razones que explican el aumento de los costes son: · Unas mayores costes de inversión debido a que la configuración de la central existente, con sus limitaciones de espacio, podría dificultar su adaptación a la CAC, lo que no sucede en una central nueva. · Vida útil más breve, ya que la central está ya en funcionamiento. Ello implica que el equipamiento a posteriori debe amortizarse en un periodo más breve que si se tratara de una central recién construida. · Menor eficiencia, ya que es difícil que el equipamiento a posteriori quede perfectamente integrado para maximizar la eficiencia energética del proceso de captura, lo que llevaría a unos peores resultados. · Costes de paralización, ya que la instalación que se desea adaptar tendría que dejar de funcionar durante las obras. Con el fin de minimizar las limitaciones ligadas a las instalaciones y, por lo tanto, los costes derivados de ello, se ha propuesto que se exija que las nuevas instalaciones estén preparadas para recibir la CAC[30], lo que evitaría un estancamiento de las emisiones de CO2 en las mismas[31]. De acuerdo con el artículo 33 de la Directiva relativa a la CAC, los Estados miembros han de garantizar que los titulares de todas las instalaciones de combustión con una producción eléctrica nominal igual o superior a 300 MW hayan evaluado si se cumplen las condiciones de: 1) emplazamientos adecuados para el almacenamiento; 2) viabilidad económica y técnica de los equipamientos de transporte y 3) equipamiento a posteriori para la captura de CO2[32]. De ser así, las autoridades competentes deberán asegurarse de que se reserve en la instalación un espacio adecuado para el equipo necesario para la captura y compresión del CO2. El número de centrales que han sido ya juzgadas como preparadas para recibir la CAC es, sin embargo, muy bajo. En el análisis sobre la transposición y aplicación de la Directiva relativa a la CAC en los Estados miembros, de próxima aparición, se incluirá un análisis de las medidas adoptadas por los Estados miembros para garantizar el cumplimiento del artículo 33 de esta Directiva. 3. Situación de la demostración de la CAC en Europa y análisis de las carencias La importancia del papel de la CAC en la futura combinación de fuentes de energía está ampliamente reconocida. Este reconocimiento es el fruto, entre otras cosas, del compromiso vital de la Unión Europea por hacer avanzar la tecnología de la CAC desde proyectos piloto de investigación a proyectos de demostración a escala comercial[33] que puedan reducir costes, demostrar la seguridad geológica del almacenamiento de CO2, generar conocimientos transferibles sobre el potencial de la tecnología y eliminar los riesgos de esta última para los inversores. A pesar de los grandes esfuerzos realizados para que la UE ejerza un liderazgo en el desarrollo de la CAC, de los ocho proyectos de demostración a gran escala[34], que comprenden todas las fases (captura, transporte y almacenamiento, véanse más detalles en el anexo I), ninguno de ellos está situado en la UE, y los proyectos más prometedores de la UE están sufriendo grandes retrasos debido a una serie de razones que se especifican a continuación. 3.1.Falta de alicientes económicos Con unos precios de los derechos de emisión muy por debajo de los 40 EUR por tonelada de CO2, y sin otros incentivos u obligaciones legislativas, los operadores económicos no tienen razones para invertir en la CAC. Cuando la Comisión propuso en 2008 el conjunto de medidas sobre el cambio climático y la energía, los precios del carbono ascendían temporalmente hasta los 30 EUR por tonelada. Se esperaba que, una vez se cumplieran los objetivos fijados en dicho conjunto de medidas, el nivel de precios esperado se alcanzaría en 2020 y seguiría incrementándose posteriormente. Se reconocía que, a pesar de todo, podría ser posible que esto no bastara para la creación de centrales de demostración. Además de establecer el marco jurídico (la Directiva relativa a la CAC), se constituyó el programa de financiación NER300 con el fin de proporcionar financiación a proyectos de demostración de la CAC a escala comercial, del mismo modo que proyectos innovadores sobre energías renovables; los proyectos se desarrollarían conjuntamente con el Programa Energético Europeo para la Recuperación (PEER), y la acción se centraría en 6 proyectos de CAC. Con los precios del carbono a 30 EUR, la financiación total podría haber ascendido a 9 000 millones EUR. En conjunto, el incentivo de los precios del carbono y la financiación adicional procedente del NER300 y el PEER se consideraba una combinación adecuada para garantizar la construcción de una serie de centrales de demostración de la CAC en la UE. Hoy en día, con los precios del carbono cercanos a 5 EUR y con los ingresos procedentes del NER300 muy por debajo de las expectativas iniciales, no cabe duda de que los operadores económicos no tienen alicientes para invertir en proyectos de demostración: las inversiones y costes de funcionamiento adicionales no son sufragados por los ingresos derivados de la reducción de emisiones, ingresos logrados gracias la adquisición de muchos menos derechos de emisión. Los estudios técnicos previos realizados para los proyectos de CAC muestran que los supuestos relativos a los costes de capital iniciales eran realistas. Sin embargo, los alicientes económicos se deterioraron a partir de 2009 debido a la crisis económica que provocó un caída de los precios de los derechos de emisión de carbono. La mayoría de los proyectos basaban sus cálculos en un precio del carbono de al menos 20 EUR por tonelada de CO2. Suponiendo un periodo de explotación de 10 años (como exigía el NER300) y un millón de toneladas de CO2 almacenadas al año, una diferencia de precios de 10 EUR por tonelada de CO2 se traduciría en unos costes de explotación adicionales por valor de 100 millones EUR aproximadamente. Pero, frente a las expectativas de un precio de 30 EUR en el momento de la propuesta del conjunto de medidas sobre el cambio climático y la energía, deben cubrirse unos costes adicionales por valor de 200 millones EUR. Estos costes adicionales tendrían ahora que correr a cargo de la industria o de subvenciones públicas. La recuperación mejorada de petróleo podría ayudar en ciertos proyectos pero, contrariamente a los UUEE o a China, la recuperación mejorada nunca ha sido en Europa un motor para el despliegue de la CAC. Si en 2008 la industria declaró que tenía la intención de invertir más de 12 000 millones EUR en la CAC, los compromisos financieros contraídos hasta el momento no responden a dicha intención. En la práctica, en la mayoría de los proyectos la industria se está limitando a aportar un 10 % aproximadamente de los costes adicionales de la CAC. También a nivel de Estados miembros las circunstancias financieras y políticas imperantes en 2008 han cambiado radicalmente. Dada la actual situación económica, e incluso a pesar de la financiación adicional concedida por el Programa Energético Europeo para la Recuperación, que destinó 1 000 millones de euros a proyectos de demostración de CAC[35], el excedente estructural de unos 2 000 millones de derechos de emisión, la subsiguiente prolongación de precios bajos del carbono y la financiación inferior a lo previsto del NER300, han hecho que la industria no tenga alicientes para impulsar la viabilidad de la demostración de la CAC, lo que incide negativamente en el potencial de despliegue a gran escala. A falta de una estrategia que haga obligatoria o viable comercialmente la CAC, la industria no se comprometerá en proyectos de CAC a gran escala. Esto fue puesto de relieve recientemente con motivo de la adjudicación de la primera convocatoria del programa NER300[36]. El objetivo original era proporcionar financiación a ocho proyectos de demostración de CAC a escala comercial y a 34 proyectos innovadores de energías renovables. A la convocatoria del NER300 se presentaron 13 proyectos de CAC, dos de los cuales consistían en aplicaciones industriales y 11 se inscribían en el sector de la generación de electricidad; en ellos intervenían siete Estados miembros. Tres proyectos se retiraron durante la licitación. En julio de 2012 seguían aún en competición ocho proyectos que la Comisión consideraba destacados y otros dos de reserva[37]. Al final no se concedió financiación a ninguno de los proyectos ya que los Estados miembros no confirmaron sus proyectos en la última etapa, como debían hacerlo, entre otras cosas porque la contribución financiera nacional o privada estaba incompleta[38], o por que se produjeron retrasos en los procedimientos de autorización o, en un caso concreto, por el lanzamiento a nivel nacional de una licitación para la obtención de fondos que impidió que el Estado miembro diera su confirmación como exige la Decisión NER300. La mayoría de los proyectos de CAC solicitaba a NER300 financiación muy por encima de los 327 millones EUR (que era el importe máximo de financiación, fijado de esa manera en función de los ingresos que se derivarían de la monetización de los derechos de emisión). Es más, la mitad de los proyectos de CAC solicitaban una contribución del NER300 por encima de los 500 millones EUR. El límite máximo de financiación inferior a lo esperado obligaba nuevamente a los Estados miembros y los operadores privados a cubrir el déficit. Incluso en el caso de proyectos que solicitaron a NER300 cantidades ligeramente por encima del límite de financiación, la falta de recursos se convertía en un obstáculo insalvable y en un factor determinante que impedía su confirmación. Otro aspecto importante es que los operadores privados que presentaron propuestas a NER300 parecían poco dispuestos a contribuir ellos mismos en los costes. La mayoría de los operadores de CAC presentaron propuestas que dependían casi íntegramente de la financiación pública, y el resto de los operadores proponían una aportación relativamente escasa. Puede concluirse que, mientras los precios del carbono sigan bajos, el sector privado considera que el desarrollo de la CAC ha de ser ampliamente cofinanciado por fondos públicos. Este hecho demuestra los grandes problemas con que se enfrenta el sector. Tanto a los productores que recurren a los combustibles fósiles para la generación de energía como a los proveedores de tales combustibles les interesa, para garantizar sus perspectivas económicas, un avance de la tecnología de CAC; de no producirse, se enfrentan a un futuro incierto. 3.2.Sensibilización y aceptación pública Algunos proyectos de almacenamiento terrestre se han encontrado con una fuerte oposición pública. Esto ha sucedido especialmente en Polonia y Alemania. En Alemania, la falta de aceptación pública fue la principal razón de los retrasos en la transposición de la Directiva relativa a la CAC. El proyecto español, respaldado por el PEER consiguió, después de un esfuerzo de comunicación y de una campaña de sensibilización, convencer a la opinión pública. Del mismo modo, los proyectos que pretenden impulsar el almacenamiento mar adentro han logrado la aceptación del público en el Reino Unido, Países Bajos e Italia. Un reciente estudio del Eurobarómetro[39] muestra que los ciudadanos europeos no conocen la CAC ni su potencial para mitigar el cambio climático. Sin embargo, cuanto más informada esté la población, más inclinada estará a dar su respaldo a la tecnología. Esto demuestra claramente que es necesario hacer más para introducir la CAC en el debate sobre la lucha contra el cambio climático, que es necesario estudiar mejor los riesgos potenciales para la salud y el medio ambiente (derivados de fugas del CO2 almacenado) y que no hay que dar por descontada, sin un estudio previo, la aceptación de la población. 3.3.Marco jurídico La Directiva relativa a la CAC proporciona un marco jurídico completo para la captura, transporte y almacenamiento del CO2. En la fecha límite de transposición, junio de 2011, sólo algunos Estados miembros habían notificado alguna transposición total o parcial. Desde entonces la situación ha mejorado considerablemente y en la actualidad solo un Estado miembro sigue sin notificar a la Comisión medida alguna de transposición. Aunque la mayoría de los Estados miembros que propusieron proyectos de demostración han incorporado íntegramente la Directiva a su ordenamiento, algunos están prohibiendo o restringiendo el almacenamiento del CO2 en su territorio. El análisis de la transposición y ejecución de la Directiva relativa a la CAC en los Estados miembros estudiará también en detalle este aspecto. 3.4.Almacenamiento del CO2 e infraestructura De acuerdo con el proyecto de la UE GeoCapacity[40], la disponibilidad global de capacidad de almacenamiento geológico permanente en Europa asciende a más de 300 gigatoneladas (Gt) de CO2; otras cifras más moderadas de dicha capacidad la sitúan en 117 Gt. Las emisiones totales de CO2 en la UE procedentes de la producción de electricidad y de la industria asciende a unas 2,2 Gt anuales, por lo que sería posible almacenar todo el CO2 capturado durante décadas, incluso si se dan por válidas las cifras más moderadas. Solo la capacidad de almacenamiento en el Mar del Norte se ha calculado en más de 200 Gt. Es preciso analizar un enfoque coherente para hacer uso de esta capacidad. Aunque exista una capacidad de almacenamiento suficiente en Europa, no toda es accesible ni está situada cerca de los emisores de CO2. Se hace necesaria, por lo tanto, una infraestructura de transportes que conecte las fuentes de CO2 con los sumideros. Esto se refleja en la propuesta de la Comisión de que se incluya en la propuesta de reglamento relativa a las «Directrices para las infraestructuras transeuropeas» la infraestructura de transporte de CO2. De acuerdo con este reglamento, los proyectos de infraestructura de transporte de CO2 podrían convertirse en proyectos europeos de interés común y podrían optar a financiación. Ahora bien, en un primer momento los proyectos de CAC situarán los sumideros de almacenamiento del CO2 cerca del punto de captura, por lo que las infraestructuras deberían desarrollarse primero a nivel nacional. Los Estados miembros deben atender a estas infraestructuras nacionales para después avanzar en las redes transfronterizas. 3.5.Cooperación internacional La lucha contra el cambio climático solo tendrá éxito si se aborda a nivel mundial. La acción motora de la UE puede servir para impulsar la necesaria cooperación internacional pero, al mismo tiempo, existen argumentos que aconsejan promover el uso de tecnologías de mitigación en países que las necesitan para reorientar sus economías en expansión por la senda de la economía hipocarbónica. En este proceso se da por supuesto el recurso a la CAC; para esta tecnología, el mercado situado fuera de la UE será sin duda mucho mayor que el mercado interior. Por ejemplo, el consumo del carbón en China aumentó en 2010 un 10 %, y hoy en día representa un 43 % del consumo mundial. Una parte significativa de las centrales de carbón planificadas o en construcción actualmente en China, que alcanzan los 300 GW de potencia, estarán probablemente aún en funcionamiento en 2050. A no ser que las nuevas centrales de China y el resto del mundo se doten de CAC, y se equipen a posteriori las existentes, una gran proporción de las emisiones mundiales producidas entre 2030 y 2050 pueden considerarse ya inevitables. La Comisión europea mantiene, por lo tanto, conversaciones con terceros países, entre ellos economías emergentes, y con la industria. Su objetivo es internacionalizar las actividades de intercambio de conocimientos entre los diferentes proyectos de CAC en el marco de la Red de Proyectos de Demostración de la CAC, así como a través de la participación en el Foro del Liderazgo en la Retención de Carbono (Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF)) o en el Instituto Mundial de la CAC (GCCSI). 4. Próximos pasos La segunda convocatoria del NER300, que será lanzada en abril de 2013, constituye una segunda oportunidad de que la industria europea y los Estados miembros mejoren las perspectivas de la CAC. Pero considerando los grandes retrasos que experimenta el programa de demostración de la CAC, se hace necesario reconsiderar los objetivos fijados por el Consejo Europeo y reorientar las metas y los instrumentos. La necesidad de realizar grandes proyectos de demostración y despliegue a gran escala con vistas a su comercialización no ha disminuido, sino que se ha hecho más urgente. Redunda en interés de nuestra competitividad a largo plazo que nuestra energía y nuestros sectores industriales adquieran experiencia y hagan avanzar la CAC hacia la fase de despliegue comercial[41]; en esta fase se reducirían los costes, se demostraría la seguridad de almacenamiento geológico del CO2, se generaría un conocimiento transferible acerca del potencial de esta tecnología y se eliminarían los riesgos para los inversores. La CAC siempre generará unos costes superiores a los que genera la combustión de fósiles sin ningún sistema de mitigación, por lo que siempre irá aparejada a una compensación, ya que la combustión sin captura requiere un menor nivel de inversiones y menos energía. La compensación se puede llevar a cabo a través de diferentes intervenciones. Hoy en día contamos aún con el régimen de comercio de derechos de emisión, que da incentivos directos a la CAC fijando un precio para la emisión de carbono, aunque a un nivel extremadamente bajo. Por otro lado, el uso de parte de los ingresos procedentes de la subasta de derechos de emisión (programa NER300) constituye una financiación potencial para la CAC y para proyectos de energía renovables. Las expectativas de precios de los derechos de emisión se encuentran muy por debajo de las evaluaciones efectuadas en 2008 con motivo del conjunto de medidas sobre el cambio climático y la energía, que vaticinaba unos precios en 2020 del orden de los 30 EUR (a precios de 2005)[42]. Las señales de precios percibidas en la actualidad en la UE en el contexto del régimen de comercio de derechos de emisión no incitan a cambiar del carbón al gas, y además aumentan los costes de las inversiones en tecnologías bajas en carbono debido a los riesgos que se asocian a dichas inversiones. Una encuesta en la que se consultaron 363 operadores de CAC confirma que el precio de los derechos de emisión en Europa se ha convertido en un factor poco importante a la hora de tomar decisiones de inversión[43]. Una reforma estructural del régimen de comercio de derechos de emisión podría hacer aumentar los precios y confirmar en el mercado que, también a largo plazo, el régimen producirá una señal de precios del carbono suficientemente fuerte como para servir de motor en el despliegue de la CAC. Por ello, la Comisión ha lanzado su Informe sobre el mercado del carbono, acompañado de una consulta pública, en el que se analizan diferentes opciones. Para impulsar el despliegue de la CAC sin otros incentivos, sería necesario un aumento (o expectativas de aumento) significativo de los precios del régimen de comercio (en 40 EUR o más)[44]. La AIE hace hincapié en que la estrategia de fomento de la CAC debe adaptarse a las necesidades cambiantes de la tecnología en su proceso de maduración, pasando de medidas más específicas en las etapas iniciales a otras más neutras posteriormente, para garantizar que, a medida que se acerca a la fase de comercialización, pueda competir con otras opciones de reducción del carbono[45]. Posteriormente, independientemente del resultado final de los debates en torno a la reforma estructural del régimen de comercio de derechos de emisión, es necesario planificar adecuadamente el despliegue de la CAC mediante un sólido proceso de demostración. Es necesario estudiar cuidadosamente todas las opciones estratégicas para iniciar lo antes posible un proceso de demostración a gran escala tendente a su despliegue y puesta en práctica. En el conjunto de medidas sobre el cambio climático y la energía se reconocía que, para llegar a la fase de demostración, no bastarían las señales de precios del carbono. Serían necesarias otras medidas previstas en los paquetes financieros del NER300 y el PEER, así como en el marco legislativo de la CAC. El actual régimen de comercio prevé la posibilidad de respaldar proyectos de CAC y energías renovables en la segunda convocatoria del NER300. Por otro lado, podría considerarse la expansión de este tipo de financiación para todo el periodo que va a hasta 2030, cubriendo algunos de los objetivos del plan SET (Plan Estratégico Europeo de Tecnología Energética) o centrándose explícitamente en la innovación en industrias intensivas en energía, ya que la CAC es una tecnología clave aplicable tanto al sector industrial como de la energía. Por otro lado, su desarrollo en forma competitiva pondría a todas las empresas de la UE en pie de igualdad y permitiría utilizar de forma inteligente unos fondos limitados. Por otro lado, teniendo cuenta que en algunos países se han estudiado o aplicado también otros nuevos enfoques, a las medidas actualmente barajadas se añaden otras posibilidades a las que se pasa brevemente revista más adelante. Es evidente que, aunque los precios del carbono no estén a un nivel suficiente, sigue siendo necesario desarrollar una infraestructura y unos conocimientos y experiencias en el terreno de la CAC, para lo que se hace necesario el despliegue de un número limitado de proyectos. Las medidas tendentes al despliegue de la fase de demostración deben tener un alcance limitado para contener los gastos de la economía global y para proporcionar seguridad a los inversores, cosechando así los beneficios derivados de un despliegue temprano. El proceso de demostración permitiría además tener una perspectiva más clara de las necesidades futuras de la CAC, especialmente ante unas perspectivas de corto a medio plazo en las que los precios del carbono no se encuentran a un nivel suficiente para desencadenar la inversión en esta tecnología. Mediante un sistema obligatorio de certificados de CAC podría hacerse que los emisores de carbono (de una cierta importancia) o los proveedores de combustibles fósiles adquieran certificados equivalentes a una determinada proporción de sus emisiones (o emisiones implícitas, si la obligación recae en los proveedores de combustibles fósiles). Los certificados podrían ser remitidos a los sectores del petróleo y el gas, velando por que los conocimientos que ya poseen tales sectores en lo relativo a la geología y el trabajo sobre el terreno contribuyan a determinar los emplazamientos más adecuados para el almacenamiento, así como a posibilitar la recuperación mejorada de petróleo y gas, si es que ello permite un almacenamiento permanente del CO2. Recuadro 1: Obligación de CAC actualmente vigente A partir de 2015, las centrales eléctricas del estado de Illinois en los Estados Unidos deberán generar un 5 % de su electricidad con carbón limpio como fuente energética, con un objetivo del 25 % para 2025. Las centrales en funcionamiento antes de 2016 podrán considerarse de carbón limpio siempre que se capture y retenga al menos un 50 % de las emisiones de CO2. Esta obligación aumenta al 70 % tratándose de centrales cuya entrada en explotación esté prevista para 2016 o 2017, y al 90 % posteriormente. Este sistema sería compatible con el régimen de comercio, siempre que el volumen de certificados de CAC exigido tenga su equivalente en derechos de emisión, que deberían ser retirados permanentemente del mercado (la reducción de la emisión de carbono que consta en los certificados de CAC está cuantificada, lo que permite una integración fácil con el sistema del régimen de comercio: bastaría con reducir en la misma proporción las cantidades de los derechos de emisión). Este sistema podría determinar la medida en que es necesario desarrollar y desplegar la CAC. Si se delimita bien su ámbito de aplicación, su impacto sobre el funcionamiento del régimen de comercio sería limitado y además proporcionaría a las empresas la flexibilidad necesaria para cumplir los límites máximos. Por otro lado, las normas de emisión podrían constituir una solución específica consistente en el establecimiento de unas normas obligatorias de emisión aplicables, bien a las nuevas inversiones, o a todos los emisores de un sector; por ellas se obligaría a las empresas o instalaciones a no superar una determinada cifra de emisiones por unidad de producción. Recuadro 2: Normas de emisión actualmente vigentes En California está vigente actualmente, como medida de apoyo a largo plazo, una norma de emisión no negociable de 500 g de CO2/kWh aplicable a las nuevas centrales eléctricas. En los EE.UU. están también estudiando una norma de emisiones de nivel federal en el marco de la ley sobre la calidad del aire (Clean Air Act), ejecutada por la EPA, la agencia de protección medioambiental, que obliga a todas las nuevas centrales de carbón a estar preparadas a recibir la CAC con el fin de equiparlas a posteriori. Para ello, la norma de emisión puede llevarse a la práctica, como promedio, a lo largo de un periodo de 30 años. Otro ejemplo es Noruega, donde no es posible construir una central sin CAC. Las normas de emisión plantean una serie de cuestiones metodológicas. No garantizan que las centrales se construyan con CAC, por lo que podrían tener como efecto simplemente desviar las inversión hacia otras fuentes de energía que emitan menos carbono, según las exigencias de las propias normas. Por otro lado, si se aplica de forma rigurosa, el sistema sustituiría de hecho a la señal de los precios del carbono como incentivo de reducción, con lo que se perdería la flexibilidad que el régimen de comercio proporciona a las empresas. Por ello, antes de implantar normas de emisión debería considerarse como van a influir en el régimen y en los sectores implicados[46]. Los gobiernos nacionales tienen también un papel que desempeñar en el proceso de demostración. Los Estados miembros podrían, por ejemplo, instituir sistemas que garantizaran una rentabilidad mínima a las inversiones de la CAC, como sucede con las tarifas reguladas que a menudo se emplean para garantizar la demostración y la penetración de las tecnologías renovables. Si se implantan con la suficiente flexibilidad para evitar beneficios excepcionales y si se aplican únicamente a la demostración, estos sistemas podrían resultar eficaces y no incidirían negativamente en el funcionamiento del régimen de comercio de derechos de emisión ni en el mercado interior. 5. Conclusiones La Hoja de ruta para 2050, del mismo modo que la evolución global y los distintos informes[47], dejan muy claro que los combustibles fósiles seguirán formando parte de la combinación de fuentes de energía de Europa y seguirán utilizándose en muchos procesos industriales. La CAC es hoy en día una de las tecnologías clave que pueden permitir la reducción de las emisiones de CO2 en el sector de la generación de electricidad. Con el fin de alcanzar todo su potencial, la CAC necesitará ganar en competitividad de forma que pueda comenzar a desplegarse a nivel comercial y contribuir así a la transición hacia una economía hipocarbónica. Pero la CAC se encuentra ahora en una encrucijada. Todos los aspectos de la CAC han sido ya objeto de demostración fuera de la UE; allí se aplica ya a nivel comercial para el tratamiento del gas y se calcula que para 2020 estarán en funcionamiento 20 proyectos industriales a gran escala. A pesar de los esfuerzos desplegados por la UE y de su respaldo, los proyectos de demostración de CAC a escala comercial se han retrasado y la financiación no es suficiente. De hecho, será necesario redoblar los esfuerzos para realizar al menos los pocos proyectos que han recibido subvenciones. Los retrasos de la CAC en las centrales de carbón y gas harán sin duda que la reducción de carbono en el sector eléctrico incurra en nuevos costes, especialmente en los Estados miembros que más dependen de los combustibles fósiles. Es preciso dar una respuesta urgente al desafío previo de estimular la inversión en los procesos de demostración de la CAC para determinar si es posible el ulterior despliegue y construcción de infraestructuras para la reducción del CO2. El primer paso es, por lo tanto, garantizar un proceso de demostración de la CAC a escala comercial en Europa que confirme la viabilidad técnica y económica de esta tecnología, cuyo objetivo es la reducción de los gases de efecto invernadero en los sectores eléctrico e industrial. La CAC es además necesaria a largo plazo para reducir las emisiones en industrias donde aquellas son inevitables. Si se producen más retrasos, ello podría resultar en la necesidad de que la industria europea adquiera tecnologías de CAC de países exteriores a la UE. Dada la complejidad de los problemas expuestos, y a la luz de las actividades iniciadas en el marco climático y energético para 2030 y de la necesidad de que se produzca un debate con conocimiento de causa acerca de, por ejemplo, los factores que determinarían el éxito en el despliegue de la CAC, la Comisión quisiera recabar contribuciones acerca del papel de la CAC en Europa, y más en particular: 1) Conveniencia de que se pida a los Estados miembros en cuya combinación de fuentes de energía o en sus procesos industriales predominan el carbón y el gas, que, si no lo han hecho todavía, a. confeccionen una hoja de ruta sobre cómo reestructurar su sector eléctrico hacia combustibles no emisores de carbono (nuclear o energías renovables) para 2050; b. desarrollen una estrategia nacional que les prepare para el despliegue de la tecnología de CAC. 2) Forma en que debe reestructurarse el régimen de comercio de derechos de emisión, de manera que ofrezca también incentivos al despliegue de la CAC. Posibilidad de que la reestructuración del régimen se complemente con instrumentos basados en ingresos procedentes de subastas, al estilo de NER300. 3) Conveniencia de que la Comisión proponga otras formas de respaldo o estudie las medidas que faciliten el camino hacia un despliegue temprano, por ejemplo: a. ayudas procedentes del reciclado del producto de las subastas u otros sistemas de financiación[48] b. unas normas de emisión c. un sistema de certificados de CAC d. otro tipo de medida estratégica. 4) Conveniencia de que todas las instalaciones energéticas de nueva creación (carbón y, potencialmente, gas) estén preparadas para recibir la CAC con el fin de garantizar su equipamiento a posteriori. 5) Conveniencia de que los proveedores de combustibles fósiles contribuyan al proceso de demostración y despliegue de CAC a través de medidas específicas que garanticen una financiación adicional. 6) Determinación de los principales obstáculos que impiden la demostración de la CAC en la UE. 7) Formas de lograr la aceptación de la CAC en la población. Sobre la base de las respuestas a esta consulta, y previo análisis de la transposición y puesta en práctica de la Directiva relativa a la CAC en los Estados miembros, la Comisión estudiará la conveniencia de elaborar propuestas, si procede, en el contexto de las actividades del marco climático y energético para 2030. Anexo I – Proyectos de CAC a gran escala Proyectos de CAC actualmente en curso[49]. Los proyectos señalados con asterisco*son proyectos que cubren todo el ciclo de CAC (captura, transporte y almacenamiento). El cuadro que se presenta a continuación ofrece más información de los proyectos. Nombre del proyecto || País || Tipo de proyecto || Sector || Escala || Situación || Funciona-miento desde || Tamaño [ton. de CO2/año] *Shute Creek || Estados Unidos || Captura Almacenam. || Tratamiento de petróleo y gas || Grande || Operativa || 1986 || 7 000 000 *Century Plant || Estados Unidos || Captura Almacenam. || Tratamiento de petróleo y gas || Grande || Operativa || 2010 || 5 000 000 *Great Plains Synfuels Plant || Estados Unidos || Captura || Licuado de carbón || Grande || Operativa || 1984 (central) 2000 (inyecc. de CO2) || 3 000 000 *Val Verde natural gas plants || Estados Unidos || Captura Almacenam. || Tratamiento de petróleo y gas || Grande || Operativa || 1972 || 1 300 000 *Sleipner West || Noruega || Captura Almacenam. || Tratamiento de petróleo y gas || Grande || Operativa || 1996 || 1 000 000 *In Salah || Argelia || Captura Almacenam. || Tratamiento de petróleo y gas || Grande || Operativa || 2004 || 1 000 000 *Snøhvit || Noruega || Captura Almacenam. || Tratamiento de petróleo y gas || Grande || Operativa || 2008 || 700 000 *Enid Fertiliser Plant || Estados Unidos || Captura Almacenam. || Productos químicos || Media || Operativa || 2003 || 680 000 Mt. Simon Sandstone || Estados Unidos || Almacena-miento || Biocarburante || Media || Operativa || 2011 || 330 000 Searles Valley Minerals || Estados Unidos || Captura || Otros || Media || Operativa || 1976 || 270 000 Aonla urea plant || India || Captura || Productos químicos || Grande || Operativa || 2006 || 150 000 Phulpur urea plant || India || Captura || Productos químicos || Grande || Operativa || 2006 || 150 000 Husky Energy CO2 Capture and Liquefaction Project || Canadá || Captura Almacenam. || Producción de etanol || Grande || Operativa || 2012 || 100 000 CO2 Recovery Plant to Urea production in Abu Dhabi || Emiratos Árabes Unidos || Captura || Productos químicos || Grande || Operativa || 2009 || 100 000 Plant Barry CCS Demo || Estados Unidos || Captura Almacenam. || Central eléctrica de carbón || Grande || Operativa || 2011 || 100 000 Salt Creek EOR || Estados Unidos || Captura Almacenam. || Tratamiento de petróleo y gas || Grande || Operativa || 2003 || 100 000 SECARB - Cranfield and Citronelle || Estados Unidos || Almacenamiento || || Grande || Operativa || 2009 y 2012 || 100 000 Luzhou Natural Gas Chemicals || China || Captura || Productos químicos || Grande || Operativa || || 50 000 Jagdishpur - India. Urea plant || India || Captura || || Grande || Operativa || 1988 || 50 000 Sumitomo Chemicals Plant - Chiba - Japan || Japón || Captura || Tratamiento de petróleo y gas || Grande || Operativa || 1994 || 50 000 Detalles de los ocho proyectos comerciales a gran escala Proyecto || Modelo de empresa Shute Creek || Recuperación mejorada de petróleo. La central de tratamiento de gas Shute Creek, de ExxonMobil, situada cerca de LaBarge, Wyoming, captura en la actualidad unos 7 millones de toneladas anuales de CO2 que se utilizan para la recuperación mejorada de petróleo. Century Plant || Recuperación mejorada de petróleo. Actualmente se capturan 5 millones de toneladas anuales de CO2 del primer tramo de la central. Cuando se ponga en marcha el segundo tramo, actualmente en construcción, la cifra aumentará a 8,5 millones de toneladas anuales. Great Plains Synfuels Plant || Recuperación mejorada de petróleo. La retención de carbono empezó en 2000 y el proyecto sigue inyectando unos 3 millones de toneladas anuales de CO2. Val Verde natural gas plants || Recuperación mejorada de petróleo. En cinco instalaciones independientes de tratamiento de gas de la zona de Val Verde, Texas, EE.UU, se captura aproximadamente 1,3 millones de toneladas anuales de CO2, que se utilizan en las operaciones de recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento de Sharon Ridge. Sleipner West || Las especificaciones (la calidad) del gas natural para la venta exige que el nivel de CO2 sea inferior al 2,5 %. La captura de CO2 es viable comercialmente debido al impuesto sobre el CO2 que se aplica en la plataforma continental de Noruega. In Salah || Las especificaciones (la calidad) del gas natural para la venta exige que el nivel de CO2 sea inferior al 2,5 %. El proyecto solicitó créditos del MDL. Snøhvit || Igual que en el caso de Sleipner West Enid Fertiliser Plant || Recuperación mejorada de petróleo. En la producción de abonos, el CO2 debe ser eliminado. En lugar de liberar el gas, la empresa captura el gas y lo utiliza para la recuperación mejorada de petróleo en un yacimiento situado a una distancia de casi 200 km. Anexo II – Situación de los proyectos europeos de demostración a gran escala en el marco del PEER El programa PEER habría podido financiar seis centrales de demostración de CAC con subvenciones de hasta 180 millones EUR para cada uno. Sin embargo, ninguna de ellas tomó la decisión final de invertir. Principales logros El PEER permitió el rápido inicio del conjunto de los seis proyectos (en Alemania, el Reino Unido, Italia, los Países Bajos, Polonia y España). Con respecto a uno de estos proyectos (ROAD, en los Países Bajos), el PEER contribuyó sustancialmente a aumentar la disponibilidad de financiación nacional. En el ámbito de la concesión de permisos, el PEER ha puesto en marcha un diálogo y una cooperación específicos con las autoridades y la población local. Algunos proyectos han facilitado la estructuración de la puesta en práctica de la Directiva relativa a la CAC a nivel de Estado miembro. Además, los minuciosos estudios de ingeniería realizados hasta la fecha han permitido a las empresas de servicios públicos comprender el funcionamiento futuro de una instalación integrada de CAC y adquirir conocimientos técnicos en la materia. Los trabajos de caracterización efectuados en lugares específicos de almacenamiento geológico también han permitido identificar emplazamientos adecuados para el almacenamiento permanente y seguro de CO2. El subprograma CAC incluye la obligación de que los proyectos intercambien experiencias y mejores prácticas, obligación que se llevó a la práctica con el establecimiento de la Red de Proyectos de CAC. Es la primera red de intercambio de conocimientos en el mundo. Los seis componentes están trabajando juntos para, entre otras cosas, elaborar guías comunes de buenas prácticas; esta cooperación en un área nueva de las tecnologías energéticas no tiene precedentes. La red ha publicado también informes sobre las experiencias de los proyectos de almacenamiento de CO2, sensibilización de la población y concesión de permisos. Se propone también ir a la vanguardia del desarrollo de un marco de intercambio de conocimientos a nivel mundial. Cuestiones críticas El subprograma CAC en su conjunto se enfrenta a importantes incertidumbres normativas y económicas que podrían poner en peligro su puesta en práctica. El hecho de que no se haya adoptado aún la decisión final de inversión para ninguno de los proyectos ilustra las actuales dificultades. Esta etapa se ha retrasado por diversos motivos, entre los que se incluyen los siguientes: los permisos no se han concedido definitivamente; no ha concluido la caracterización de los lugares de almacenamiento, y aún no se ha completado la estructura financiera. Por otro lado, los bajos precios del carbono en el marco del régimen de comercio de derechos de emisión hace que los alicientes económicos de la CAC a corto y medio plazo no sean atractivos. Por último, debido al contexto económico actual, los proyectos tiene cada vez más dificultades para acceder a la financiación. A principios de 2012 finalizó el proyecto del PEER de Jaenschwalde, en Alemania. Además de enfrentarse a la oposición ciudadana en los lugares de almacenamiento potenciales, los promotores llegaron a la conclusión de que los importantes retrasos en la transposición de la Directiva CAC por parte de Alemania no permitirían obtener los permisos necesarios para el almacenamiento de CO2 dentro del calendario fijado para el proyecto. Perspectivas Los otros cinco proyectos se enfrentan a diferentes problemas, como se expone brevemente a continuación. · ROAD (Países Bajos): El proyecto ha superado con éxito todas las etapas preliminares, técnicas y reglamentarias. Ahora se trata de adoptar la decisión final de inversión. A pesar de que esta decisión podía tomarse desde mediados de 2012, el empeoramiento de la situación económica de la CAC, es decir, las proyecciones de precios del CO2, ha hecho que surja una laguna de financiación por valor de 130 millones EUR que ha provocado el retraso de la decisión. Esta depende ahora de que se colme la laguna de financiación. Están en curso conversaciones con nuevos inversores. Se espera que en el segundo o tercer trimestre de 2013 se adopte una decisión. Este proyecto de demostración integrado debería estar en funcionamiento en 2016. · Don Valley (Reino Unido): La reciente decisión del Reino Unido de no respaldar el proyecto ha sido un duro revés. Tras consultar a sus principales socios inversores del sector privado (entre ellos Samsung y BOC), los promotores (2Co, National Grid Carbon) están dispuestos a seguir adelante, aunque quizás con un proyecto más reducido y centrado en el «Contract for Difference», un régimen propuesto el 29 de noviembre de 2012 por el gobierno del Reino Unido como parte de la Ley sobre la energía. Si la Comisión aprueba el plan, la decisión de financiación podría tomarse en 2015. · Porto Tolle (Italia): el proyecto se enfrenta a grandes retrasos debido a la revocación del permiso medioambiental de la central eléctrica de base. En mayo de 2013 los promotores terminarán los estudios técnicos previos. Los siguientes pasos dependerán de que se supere, en el segundo trimestre 2013, una etapa clave: paliar los grandes riesgos que se presentan, tanto desde el punto de vista financiero como de concesión de permisos. · Compostilla (España): este proyecto terminará con éxito su fase piloto en 2013, pero carece de la financiación necesaria para pasar a la fase de demostración. La siguiente fase requeriría además que España adopte la legislación relativa a la planificación y construcción del corredor de transporte de CO2. · Belchatow (Polonia): el proyecto no ha decidido financiación del NER300, por lo que cuenta con una financiación insuficiente. Por otro lado, Polonia tiene aún que transponer la Directiva relativa a la CAC y adoptar legislación relativa a la planificación y construcción del corredor de transporte de CO2. En este contexto, el promotor decidió iniciar la cláusula del proyecto en marzo de 2013. [1] La Agencia Internacional de la Energía prevé en su informe «World Energy Outlook 2012» que un 59 % del aumento de la demanda queda cubierto por combustibles fósiles, lo que para 2035 supone un 75 % de la combinación de fuentes de energía. [2] AIE, «World Energy Outlook 2012», pág. 23, y «Turn down the heat», informe encargado por el Banco Mundial, disponible en: http://www.worldbank.org/en/news/2012/11/18/new-report-examines-risks-of-degree-hotter-world-by-end-of-century [3] La Comisión ha considerado que, si se toman las medidas apropiadas, en 2030 un 18 % de la producción de combustibles fósiles irá acompañado de CAC, lo que ilustra lo fundamental que esta tecnología llegará a ser para iniciar, a nivel mundial, tendencias sostenibles en materia de emisiones de carbono; tales medidas deben ponerse en práctica, a gran escala, lo antes posible. Estas conclusiones proceden del documento: «Hacia la consecución de un acuerdo a gran escala sobre el cambio climático en Copenhague. Información y análisis exhaustivos – Parte 1. Puede consultarse en: http://ec.europa.eu/clima/policies/international/negotiations/future/docs/sec_2009_101_part1_en.pdf [4] La transición hacia una economía hipocarbónica puede también lograrse a través de una mayor eficiencia energética y del uso de energías renovables u otras fuentes energéticas que no emitan carbono; pero si el aumento del consumo de combustibles fósiles continúa, la CAC resulta insustituible porque es la única opción disponible. Un 60 % aproximadamente de la energía primaria consumida por instalaciones fijas procede de combustibles fósiles. Otras posibilidades de reducción de las emisiones de carbono son el aumento de la eficiencia energética, la gestión de la demanda y el fomento de fuentes energéticas bajas en carbono, tales como las energías renovables y la nuclear. [5] A lo largo de 2013 se publicará un informe detallado sobre la transposición de la Directiva. [6] En la primera convocatoria del Programa NER300 no se seleccionaron proyectos CAC. [7] Sin embargo, las proyecciones de un precio del carbono comprendido entre 20 y 30 EUR por tonelada no llegaron a realizarse, lo que hizo que la financiación disminuyera sustancialmente y empeorara la situación económica de los proyectos CAC. [8] Fuente: «La energía de la UE en cifras», 2012 Pocketbook, Comisión Europea. [9] Los tres mayores productores son el Reino Unido, con 51,5 millones de toneladas, los Países Bajos, con 63,5 millones, y Alemania, con 9,7 millones de toneladas de gas natural producidos en 2010. Rusia y Noruega (22 % y 19 % del suministro de la UE) son los principales exportadores de gas a la UE. [10] Si se analiza el mismo grupo de datos y se compara el consumo de antracita en los primeros 5 meses de 2010 con el mismo periodo de 2011 y 2012, puede observarse un aumento del 7 % entre 2010 y 2011 y otro del 6 % entre 2011 y 2012. El consumo de lignito aumentó en el mismo periodo un 8 % y un 3 %, respectivamente. [11] Fuente: Informe de la Comisión: Estado del mercado europeo del carbono en 2012. [12] Sin embargo, existen en Europa diferencias regionales significativas. Si, en la combinación de fuentes de energía, la parte correspondiente al carbón se encuentra en algunos Estados miembros (p. ej., Suecia, Francia, España e Italia) por debajo del 20 %, Polonia (88%), Grecia (56%), Chequia (56%), Dinamarca (49%) Bulgaria (49%), Alemania (42%) y Reino Unido (28%) son altamente dependientes del carbón. Con la excepción de Dinamarca, estos Estados miembros son los que cuentan con un sector carbonífero más desarrollado. [13] Lo mismo que sucedía con el carbón, las diferencias según regiones son considerables: en algunos Estados miembros el gas desempeña un papel preponderante en la generación de electricidad, p. ej., en Bélgica (32 %), Irlanda (57 %), España (36 %), Italia (51 %), Letonia (36 %), Luxemburgo (62 %), Países Bajos (63 %) y Reino Unido (44 %), [14] Funcionamiento como carga de base significa funcionamiento la mayor parte del tiempo (80%), mientras que en modo de compensación funciona mucho mucho menos tiempo (10 % - 20 %). [15]De acuerdo con la normativa ambiental de la UE (Directiva sobre las grandes instalaciones de combustión, sustituida desde 2013 por la Directiva sobre emisiones industriales en el caso de centrales nuevas, y desde 2016 en el de existentes), las centrales que no cumplan con las normas mínimas deben ser clausuradas. Estas directivas establecen unos requisitos mínimos en materia de emisiones (valores límite de emisión) y al mismo tiempo exigen la utilización de las mejores técnicas disponibles (MTD) a la hora de fijar dichos valores u otras condiciones de explotación estipuladas en los permisos. La Comisión adopta regularmente conclusiones relativas a las MTD en forma de decisiones de ejecución aplicables a las actividades comprendidas en el ámbito de aplicación de la Directiva sobre emisiones industriales. La captura de CO2 está comprendida en aquel, por lo que las conclusiones en materia de MTD serán aplicadas a esta. [16] «Prospective scenarios on energy efficiency and CO2 emissions in the EU iron & steel industry», EUR 25543 EN, 2012; Moya & Pardo, «Potential for improvements in energy efficiency and CO2 emission in the EU27 iron & steel industry», Journal of cleaner production, 2013; «Energy efficiency and CO2 emissions in the cement industry», EUR 24592 EN, 2010; Vatopoulos & Tzimas, «CCS in cement manufacturing process, Journal of Cleaner energy production», 32 (2012)251. [17] Véanse las publicaciones de la Asociación Mundial del Acero en http://www.worldsteel.org. [18] Propuesta de Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la creación de una infraestructura para los combustibles alternativos, COM(2013)18 final; Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo, al Consejo, al Comité Económico y Social Europeo y al Comité de las Regiones: Energía limpia para los transportes: estrategia europea en materia de combustibles alternativos, COM(2013)17 final. [19] AIE, «Energy Technology Perspectives 2012». [20] Fuente: Capítulo 7.3 de «Carbon Dioxide Capture and Storage» - IPCC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela Loos y Leo Meyer (Eds.). [21] Fuente: Capítulo 5.3.2 de «Carbon Dioxide Capture and Storage» - IPCC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela Loos y Leo Meyer (Eds.). [22] http://www.eea.europa.eu/publications/late-lessons-2/late-lessons-2-full-report [23] Un estudio del JRC que estudió el potencial del CO2-RMP en el Mar del Norte llegó a la conclusión de que, aunque el proceso puede llevar a un aumento considerable de la producción de petróleo en Europa y, por lo tanto, aumentar su seguridad de suministro de energía, el impacto de la reducción de las emisiones de CO2 se limitaría a las fuentes de CO2 más próximas a los yacimientos. La principal barrera que impide desarrollar esta posibilidad en Europa son los altos costes de las operaciones asociadas mar adentro, por ejemplo la necesaria modificación de las infraestructuras existentes, así como una geología desfavorable. [24] Fuente: Base de datos ZERO sobre proyectos CAC; «keeping track on the development and deployment of CCS globally.» (seguimiento del desarrollo y despliegue de la CAC en el mundo); http://www.zeroco2.no/projects y «The Global Status of CCS: 2012 An overview of large-scale integrated CCS projects» (Situación mundial de la CAC 2012, panorama de los proyectos integrados a gran escala, GSSCI: http://www.globalccsinstitute.com/publications/global-status-ccs-2012/online/47981 [25] «World Energy Outlook 2012», AIE 2012; y «Cost and Performance of Carbon Dioxide Capture from Power Generation» (Coste y eficacia de la captura de CO2 a partir de la generación eléctrica), documento de trabajo de la AIE, 2011, que puede consultarse en: http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/costperf_ccs_powergen-1.pdf, y: «A policy strategy for carbon capture and storage», documento informativo de la AIE, 2012. [26] Se aplica a una central de carbón pulverizado que funciona como carga de base. Suponiendo un tipo de cambio de 1 USD = 1,298 EUR, el coste en dólares ascendería a 55 USD. La estimación de 55 USD por tonelada se ajusta a las estimaciones de la Plataforma tecnológica europea para las centrales eléctricas de combustibles fósiles con emisiones cero, que estimaba entre 30 y 40 EUR por tonelada de CO2 no emitida. En el caso del gas natural, la CAC necesitaría unos precios del carbono de unos 90 EUR por tonelada de CO2. [27] Fuente: Centro Común de Investigación (JRC). Coste de la CAC, 24125 EUR EN, 2009 [28] El impuesto asciende a 0,47 NOK por litro de petróleo o Sm3 de gas. [29] IPCC, 2005 - Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela Loos y Leo Meyer (Eds.) - Cambridge University Press, Reino Unido, p 431. Véase: http://www.ipcc.ch/publications_and_data/publications_and_data_reports.shtml [30] Preparada para recibir la CAC significa que la central puede ser más adelante equipada a posteriori. [31] La ley sobre la calidad del aire (Clean Air Act) obliga a que las nuevas centrales de carbón estén preparadas para recibir la CAC (véase el recuadro 1); se permite que la norma de emisión se cumpla a lo largo de un periodo de treinta años. La norma propuesta puede consultarse en: http://www.gpo.gov/fdsys/pkg/FR-2012-04-13/pdf/2012-7820.pdf [32] Por este motivo, la Directiva sobre las grandes instalaciones de combustión ha tenido que ser modificada; en la actualidad esta disposición aparece como artículo 36 de la Directiva sobre emisiones industriales. [33] El despliegue comercial cubre toda la cadena de captura, transporte y almacenamiento del CO2 con más de 250 MW equivalentes, o al menos 500 kt de CO2 al año en aplicaciones industriales. [34] Los ocho proyectos son tan grandes o mayores que un proyecto de CAC en una central de gas de 250 MW, y tres de ellos son mayores que un proyecto de CAC en una central de carbón de 250 MW. [35] Para más información acerca de la situación de los seis proyectos de demostración financiado por el PEER, véase el anexo II. [36] Véase: http://ec.europa.eu/clima/news/docs/draft_award_decision_ner300_first_call_en.pdf [37] Documento de trabajo de los servicios de la Comisión «NER300 - Moving towards a low carbon economy and boosting innovation, growth and employment across the EU». [38] El programa NER300 ofrece una financiación del 50 % de los costes asociados a la inversión y la explotación de las instalaciones de CAC; el resto debe ser sufragado por aportaciones del sector privado o del sector público. [39] Véase: http://ec.europa.eu/public_opinion/archives/ebs/ebs_364_en.pdf [40] Para más información, véase: http://www.geology.cz/geocapacity [41] El despliegue comercial cubre toda la cadena de captura, transporte y almacenamiento del CO2 con más de 250 MW equivalentes, o al menos 500 kt de CO2 al año en aplicaciones industriales. 42 Véase también el punto 4.3 del Documento de trabajo de los servicios de la Comisión sobe el funcionamiento del mercado del carbono. [43] Para un 38 % de los consultados, los precios a largo plazo del carbono siguen siendo el factor decisivo, y para otro 55 %, un factor que se tiene en cuenta. Sin embargo, por primera vez desde 2009, el porcentaje de los que no tienen en absoluto en cuenta los precios del carbono se ha duplicado hasta alcanzar, en la encuesta de 2012, un 7 %. Thomson Reuters Point Carbon, Carbon 2012, 21 de marzo de 2012, http://www.pointcarbon.com/news/1.1804940 [44] No se prevee que estos niveles de precios se alcancen en un próximo futuro, por lo que no es probable que la industria comprometa, únicamente sobre la base de los precios del carbono, las inversiones necesarias para proyectos de CAC. Esto queda reforzado por la falta de un marco estratégico claro y de incentivos a nivel nacional, así como por la resistencia de la población; por ello, son necesarias medidas a nivel europeo y nacional que reviertan estas perspectivas negativas. [45] AIE (2012), «A Policy Strategy for Carbon Capture and Storage». [46] Véase, por ejemplo, http://ec.europa.eu/clima/policies/lowcarbon/ccs/docs/impacts_en.pdf [47] Según el informe «World Energy Outlook 2012», de la AIE, 2012; que los combustibles fósiles suponen un 80 % de la energía consumida en la actualidad en el mundo, mientras que en 2035 podría suponer un 75 % en un escenario de «nuevas políticas». [48] Teniendo en cuenta la complementaridad con los Fondos Estructurales y de Inversión Europeos, como se establece en el Marco Estratégico Común que acompaña a la propuesta de la Comisión de Reglamento sobre disposiciones comunes de tales Fondos. [49] Fuente: Base de datos ZERO sobre proyectos CAC; «keeping track on the development and deployment of CCS globally.» (seguimiento del desarrollo y despliegue de la CAC en el mundo), http://www.zeroco2.no/projects y «The Global Status of CCS: 20122.1 An overview of large-scale integrated CCS projects» (Situación mundial de la CAC 2012, panorama de los proyectos integrados a gran escala, GSSCI: http://www.globalccsinstitute.com/publications/global-status-ccs-2012/online/47981