el presente documento fue elaborado con el apoyo del · papel que puede ocupar el ccus en mÉxico...
TRANSCRIPT
________________________________________________________
El presente documento fue elaborado con el apoyo del
____________________________________________________
Dr. Jaime Parada Ávila
Presidente
Dr. José Francisco Albarrán Núñez
Vicepresidente
Ing. José Antonio Esteva Maraboto
Secretario
Dr. Carlos Alfonso García Ibarra
Tesorero
Dr. Alberto Jaime Paredes
Prosecretario
Dra. Mónica Barrera Rivera
Protesorero
CONSEJO DIRECTIVO
2016 - 2018
©Academia de Ingeniería México Calle de Tacuba 7, Centro Histórico, C.P. 06000, Ciudad de México, CDMX Impreso en México
Noviembre 2017 © Derechos reservados
Física Patricia Zúñiga Cendejas
Directora Ejecutiva
Diseño de portada: Tania A. Zaldívar Martínez
Cualquier mención o reproducción del material de esta publicación puede ser realizada siempre y cuando se cite la fuente.
Dr. Jaime Parada Ávila
Presidente
Dr. José Francisco Albarrán Núñez
Vicepresidente
Ing. José Antonio Esteva Maraboto
Secretario
Dr. Carlos Alfonso García Ibarra
Tesorero
Dr. Alberto Jaime Paredes
Prosecretario
Dra. Mónica Barrera Rivera
Protesorero
Presidentes de la Comisión de
Especialidad de ingeniería
Coordinaciones de Programas
Multidisciplinarios
Dr. Oscar Monroy Hermosillo
Ambiental
Dr. Víctor Manuel Castaño Meneses Biomédica
M.I. Mario Ignacio Gómez Mejía
Civil
Dr. Eduardo Alberto Castañón Cruz
Comunicaciones y Electrónica
M. I. Julián Adolfo Adame Miranda
Eléctrica
Dr. Gorgonio García Molina
Geofísica
Dr. Moisés Dávila Serrano
Geológica
M. I. Alberto Lepe Zúñiga
Industrial
Dr. Guillermo José Aguirre Esponda
Mecánica y Mecatrónica
Dr. David Morillón Gálvez
Municipal y Urbanística
M.C. Antonio del Río Soto
Naval
Dr. Edmundo Del Valle Gallegos
Nuclear
M.I. Miguel Ángel Lozada Aguilar
Petrolera
Dr. Antonio Alonso Concheiro
Prospectiva y Planeación
Dr. Felipe Rolando Menchaca García
Educación e Investigación en Ingeniería
Dr. Francisco Javier Trujillo Arriaga
Alimentos y Desarrollo Rural
Dr. Víctor Manuel López López
Recursos Naturales y Cambio Climático
Dr. Gustavo Alonso Vargas
Energía y Sustentabilidad
Dr. José Salvador Echeverría
Villagómez
Competitividad e Innovación
M.C. Luis Gabriel Torreblanca Rivera
Manufactura y Servicios
Ing. Oscar Luis Valle Molina
Infraestructura, Transportes y Ciudades
Dr. Víctor Manuel Castaño Meneses
Salud
CONSEJO ACADÉMICO
2016 - 2018
Ing. Arturo Ricardo Rosales González
Química
M. I. Luis Enrique Maumejean
Navarrete
Sistemas
________________________________________________________
Pertinencia de la
implementación de la tecnología
CCUS en México ________________________________________________________
Moisés Dávila Serrano
Contenido
1. LA ACADEMIA DE INGENIERÍA DE MÉXICO ....................................................................... 1
2. ANTECEDENTES ............................................................................................................... 3
a) Conceptos Básicos sobre CCUS ...............................................................................................3 b) Estado de la Implementación de la Tecnología CCUS ...............................................................7
3. RETOS DE LA TECNOLOGÍA ............................................................................................ 10
4. QUÉ SE HA HECHO EN MÉXICO ...................................................................................... 13
5. POTENCIAL DEL CCUS EN LA MITIGACIÓN DE GEI EN MEXICO ........................................ 14
a) Estrategia de Transición ....................................................................................................... 14 b) Proyección del Uso de Fósiles ............................................................................................... 17
6. PAPEL QUE PUEDE OCUPAR EL CCUS EN MÉXICO EN LAS METAS DE REDUCCIÓN DE GEI 19
7. CONCLUSIONES ............................................................................................................. 23
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................... 25
1
1. LA ACADEMIA DE INGENIERÍA DE MÉXICO
La Academia de Ingeniería de México (AIM) es una asociación, sin fines de lucro, que agrupa y
promueve la participación y colaboración de los más distinguidos ingenieros y profesionales afines del
país y del extranjero, quienes se han destacado en la práctica, en la investigación y en la enseñanza de las
diversas ramas de la ingeniería, y que coadyuvan al desarrollo equitativo, creciente y sustentable de
México.
Es una institución reconocida y respetada por su liderazgo y participación activa en los sectores público,
privado y social de México, que tiene como propósito lograr una ingeniería mexicana innovadora,
competitiva y protagónica en temas que impacten en el desarrollo sostenible del país.
La AIM es un centro de pensamiento y reflexión estratégico sobre la ingeniería, en especial, la nacional,
dirigido a promover y difundir la vocación, la educación, el ejercicio profesional, la investigación, y la
innovación en la ingeniería al más alto nivel y con compromiso social.
México no se puede explicar sin la contribución de los ingenieros, tanto en su infraestructura, como en la
industria y servicios. En un entorno de cambios rápidos y profundos, de mayor competencia interna y
externa, así como de la urgente necesidad de resolver rezagos añejos, el país deberá resolver los grandes
desafíos para que pueda desplegar todo su potencial de desarrollo. Es por ello que la AIM estableció,
como prioridad estratégica, contribuir al debate público sobre el rumbo que tomará nuestro país en los
próximos años en temas prioritarios para el desarrollo. Se busca, así, lograr la incidencia en las decisiones
nacionales más relevantes, convencidos de que la ingeniería mexicana tiene mucho que aportar en el
análisis y evaluación de las políticas públicas relacionadas con infraestructura, energía,
telecomunicaciones, clústeres industriales, medio ambiente y muchas otras áreas. Para lograrlo, la AIM
decidió identificar los Grandes Retos de la Ingeniería Mexicana (GRIM) para focalizar en ellos sus
esfuerzos de reflexión y propuesta. Los nueve GRIM son:
1. Alimentos y Desarrollo Rural
2. Competitividad e Innovación
3. Energía y Sustentabilidad
4. Educación e Investigación en Ingeniería
5. Infraestructura, Transporte y Ciudades
6. Manufactura y Servicios
7. Prospectiva y Planeación
8. Recursos Naturales y Cambio Climático
9. Salud
La actividad editorial de la Academia de Ingeniería de México representa el principal medio de expresión,
en medios impresos y electrónicos, hacia el interior y el exterior, de su quehacer. Se ha diseñado para
contribuir eficazmente al logro de una ingeniería mexicana innovadora, competitiva y protagónica ya que
aborda temas estratégicos que impacten en el desarrollo equitativo y sostenible del país.
La actividad editorial de la AIM está encaminada a la divulgación de la ingeniería, especialmente a la
difusión de su repositorio de conocimientos y de los resultados de reflexiones de los grupos colegiados de
pensamiento estratégico. Las publicaciones se encuentran estructuradas en series, además de sus
publicaciones periódicas, las cuales le dan agilidad y pertinencia a la expresión del trabajo de la
organización.
2
3
2. ANTECEDENTES
a) Conceptos Básicos sobre CCUS
El concepto tecnológico denominado CCUS (carbon capture, utilization and storage) se refiere a
un grupo de tecnologías para secuestrar geológicamente el bióxido de carbono (CO2) producido
en industrias que, por su naturaleza basada en el uso intensivo de combustibles fósiles, emite
grandes cantidades de este gas de efecto invernadero (GEI) a la atmósfera. Para ello se separa
el CO2 del resto de los gases de combustión, se enriquece y se inyecta a sustratos geológicos
suficientemente profundos y seguros para que no regrese a la superficie. Estos reservorios, no
se piense que son grandes cavernas vacías que se rellenan de CO2, sino estratos porosos de
rocas (sedimentarias casi por lo general) que ofrecen espacio suficiente para atrapar por varios
mecanismos permanentemente el CO2 que es forzado a entrar en ellos, primero físicos, y luego
químicos, por medio de bombeo a presión.
Hasta hace poco, el concepto se denominó solamente CCS pues la palabra USO, de la cual
proviene la “U” del acrónimo más actual, se adoptó en algunos países pues se consideró que el
uso del bióxido de carbono empleado en las operaciones de Recuperación Mejorada de
Hidrocarburos (EOR por sus siglas en inglés) constituye también una forma de secuestro de
carbono. Se ha demostrado que una proporción suficientemente importante del CO2 empleado,
en operaciones de EOR se queda almacenado en subsuelo (el porcentaje de CO2 así secuestrado
puede variar entre 25 y 45%).
Aunque esta modalidad de explotación de hidrocarburos no es una novedad, pues se utiliza
intensivamente desde la década de 1960 en Norteamérica, sí es una relativamente reciente
considerársele como forma de secuestro de CO2 antropogénico (Stevens, 20024) (Rodriguez de
la Garza, 2012). Aunque el uso de CO2 natural que había permanecido por millones de años
atrapado en el subsuelo con fines productivos y económicos (EOR) no es nuevo (S. Holloway,
2005), por razones ambientales, está dejando paulatinamente de usarse, a la vez que es más
común el uso de bióxido de carbono del tipo antropogénico (Greenhouse Gas R&D Programme
IEA, 2005).
El bióxido, dióxido o anhídrido carbónico es un gas inodoro e incoloro, ligeramente ácido y no
inflamable a temperatura ambiente (entre 20 a 25°C). Esta formado por una molécula lineal de
un átomo de carbono y dos átomos de oxígeno, en la forma O=C=O; es soluble en agua cuando
se mantiene a presión constante, pero tiende a volatilizarse al descender la presión, creando
burbujas. Su forma común es gas, pero se solidifica a temperaturas inferiores a –78°C,
formando nieve carbónica, y puede licuarse si se disuelve en agua. En solución acuosa crea el
ácido carbónico, el cual es muy inestable para ser aislado en forma sencilla. Tiene una
densidad, en condiciones ambientales, de 1,87 kg/m3 (Davila Serrano, 2014).
4
La emisión de bióxido de carbono causado por el hombre (industrias, medios de trasporte, etc.),
se debe a la necesidad de producción y uso de la energía que se puede obtener de los
combustibles fósiles y se estima que la población mundial emite 24 giga toneladas de CO2 a la
atmósfera por año comparado con los 300 millones de toneladas de origen volcánico, que son
las mayores de origen natural (Greenhouse Gas R&D Programme IEA, 2005).
Considerando toda la actividad humana, la clasificación por tipo de usuario de los combustibles
fósiles usados directamente como energía primaria (usando tal cual el petróleo, gas o carbón,
etc.), el transporte es el sector que domina, pues es causante de la cuarta parte de a emisiones
de CO2.
Otra forma de ver el fenómeno es por el producto energético derivado de los combustibles
fósiles, es decir al uso de energía secundaria (como la electricidad que es energía, pero derivada
de un combustible fósil primario como el carbón, por ejemplo). Visto así, la transformación de
energía primaria en energía para la producción de electricidad es la que más emite CO2, tal
como se puede apreciar en la figura número 1, seguida por la industria química general y el
transporte. Las de carácter no energético más importantes son el cambio de uso del suelo y la
agricultura.
Figura 1.- Emisiones Energéticas y No energéticas de CO2 por Sector.
(Treasury Foreign and Commonwelth Office H., 2007)
Desafortunadamente, es evidente que permanecerá el uso intensivo de combustibles fósiles en
la conversión de energía primaria a secundaria con fines industriales, al menos por medio un
siglo más, periodo al final del cual deberá manifestarse un decidido predominio de las energías
renovables, lo que permitirá desplazar en definitivo a las fósiles. Visto así, el CCUS es una
estrategia esencial en el periodo transicional hacia una cultura neutra en carbono, ya que no se
vislumbra a corto plazo una tecnología que permita generar la misma cantidad de energía con
medios alternos, sin alterar la necesidad creciente de energía de la sociedad actual.
En la figura 2 se aprecian los principales países emisores de CO2 totalizadas y per cápita: China
es el mayor emisor (2,3 GtCO2), seguido por USA (Martínez Arroyo, 2012). El estilo y nivel de
5
vida de algunos países como USA, Arabia Saudita y Australia, altamente consuntivos de energía,
los convierte en los mayores emisores per cápita (5 tCO2/anual per cápita). Por otra parte, las
reservas mundiales de combustibles fósiles son aún considerables pues se estima que a un
ritmo de consumo como el actual, existe carbón para 200 años y al menos 100 en hidrocarburos
en sus diferentes modalidades (figura 3).
Figura 2.- Principales países emisores de CO2 total y per cápita.
(Martínez Arroyo, 2012)
Figura 3.- Reservas de combustibles fósiles en el mundo. Modificado de World Coal Institute, 2005.
Tomado de (Lacy Tamayo, 2014)
6
Por su parte, los campos de producción de combustibles fósiles son causantes de otra variante
de emisiones importantes de CO2, la cual se debe al CO2 asociado al petróleo; es decir, a las
fugas
de éste y otros gases de efecto invernadero (principalmente metano), que se liberan a la
atmósfera durante su explotación sin haberse quemado. En el sector industrial, diferente a la
generación de electricidad, la siderurgia es la mayor consumidora de energía a nivel mundial y
los gases de combustión producidos por esta industria tienen una concentración de hasta 27%
de CO2, por otro lado, la producción de cemento constituye el 15% de las emisiones por fuente
estacionaria de CO2 y el dióxido de carbono está presente en la producción de amonio a partir
de gas natural, generándose alrededor de 1,26 toneladas de CO2 por cada tonelada de amonio
producido. En este caso, la concentración de CO2 es casi pura.
Hasta el 2017, el almacenamiento geológico de CO2 se ha puesto en práctica a diferentes
escalas, en formaciones de cuencas sedimentarias sobresaliendo los sitios asociados a campos
maduros y exhaustos de hidrocarburos, los lechos de carbón y las formaciones salinas
profundas (Figura 4), Los ambientes para el depósito de estas formaciones pueden ser
localizados tanto en los continentes como en lechos marinos siempre y cuando posean las
características de permeabilidad necesarias, lo cual excluye formaciones y sedimentos de
fondos abisales o de cuencas marinas profundas, ya que suelen ser poco permeables (Davila-
Serrano M. , 2011).
Teóricamente, los sitios con potencial de almacenamiento geológico son aquellos que:
Tienen una capacidad e inyectividad aceptables.
Cuentan con confinamiento y estabilidad geológica.
No están comprometidos para otro tipo de usos como yacimientos de hidrocarburos, agua o
minerales, etc.
Cuentan con madurez e infraestructura industrial de la zona donde se encuentran.
Cumplen con los aspectos sociales, económicos y relativos al medio ambiente liberados.
7
Figura 4.- Formas probadas de almacenamiento geológico de CO2. (Hitchon, 1999) and (APEC, 2005)
b) Estado de la Implementación de la Tecnología CCUS
La Cumbre de París es causa de confianza en la consecución de muy altos objetivos globales en
materia climática. Uno de ellos es que dentro de las políticas ambientales debe incluirse la
implementación de la tecnología CCUS. No obstante, aún se está muy lejos de poder decir que
esta tecnología está amplia y suficientemente utilizada como para figurar en la gama de
soluciones viables (GCCSI, 2016). El IPCC Climate Change en su reporte de 2014 resalta que, sin
el CCS, el costo de conseguir la meta de 450 ppm de CO2e para el 2100 podría ser 138% mayor
que si le incluyera. Por ello, la mayoría de los modelos que pretenden simular el panorama de
450 ppm utilizan la opción de CCS en su gama de estrategias para conseguir las metas (IPCC,
2014). Por su parte la Agencia Internacional de Energía establece que la opción de menor costo
de alcanzar el objetivo de 2ºC requiere de capturar y almacenar geológicamente 4 mil millones
de toneladas de CO2 por año para 2040. Esto significa cien veces la capacidad de captura que se
espera tener para finales de 2017 (IEA, 2016). Esta cifra es aún más crítica si se acepta que de
esa cantidad de carbono secuestrado, menos de un tercio corresponde a las economías
miembro de la OECD y el resto a países no OECD. En la figura 5, se aprecia gráficamente, el
desglose del estado que guardan los proyectos que a la fecha hacen posible secuestrar poco
más de 40, MtCO2 por año; 8,4 MtCO2 que están en planeación avanzada y 21 en sus primeras
etapas de planeación (70
8
MtCO2 /año). Se ilustra también proporcionalmente lo que deberíamos ser capaces de capturar
y almacenar hacia el año 2040.
Figura 5.- Panorama global de Proyectos a Gran Escala actuales y requeridos.
(GCCSI, 2016), después de (IEA, 2016)
Como se puede ver en la figura 5, los proyectos que operan en el mundo son aún pocos,
comprados con los que se deberán tener para cuando se pueda decir que el CCUS es un agente
protagónico en la reducción de GEI; sin embargo, la historia del almacenamiento de CO2 con
fines de mitigación de GEI no es muy larga, así que se puede resumir relativamente fácil;
después de veinte años el proyecto Sleipner, en Noruega, éste ha inyectado más de 16 MtCO2
en el mar del norte en una formación salina profunda, después de obtener el gas natural de la
formación. Petrobras, hasta diciembre de 2015 ha inyectado en sus campos maduros más de 3
MtCO2 a 300 km costa afuera de Rio de Janeiro. Boundary Dam en Canadá ha capturado ya 1 M
tCO2 en la unidad 3 de su planta de generación de electricidad que usa principalmente para
incentivar operaciones de EOR. El proyecto demostrativo Jilin en China en 2016 alcanzó su
primer MtCO2 inyectado al subsuelo asociado a EOR.
Es digno de mención también todo el esfuerzo que ha requerido desarrollar los 38 proyectos en
operación o planeación que se muestran en la figura 5, ya que hicieron necesarios cientos de
proyectos pilotos a diferentes escalas hasta lograr demostrar la tecnología de cada tipo de
estos proyectos. Este no ha sido un esfuerzo menor, que deberá replicarse y multiplicarse para
desarrollar esta misma capacidad de secuestro de CO2 en dos órdenes de magnitud. Una
esperanza razonable para multiplicar la detonación de los proyectos que se necesitan para poco
más de 20 años (2040), es que hasta ahora, casi todos los proyectos logrados, han sido
asociados solamente al sector energético (transformar energía primaria en secundaria). Pero
desde 2016, ya aparecieron en el escenario proyectos no relacionados a ese sector sino a otros
9
diversos de carácter industrial. Uno de ellos, tal vez el más icónico, es el inaugurado en
noviembre de 2016 en Abu Dhabi Emirates, Steel Industries (ESI) de CCS (GCCSI, 2016). El
proyecto representa el primer caso cuyas emisiones provienen de la industria del hierro y el
acero. Captura del orden de 0,8 MtCO2 al año, que además se utiliza para fines de recuperación
mejorada de petróleo (GCCSI, 2016).
Otro ícono es The Air Products Steam Reformer de Texas que ha secuestrado más de 3 MtCO2
en operaciones asociadas a EOR de gas de una planta de hidrógeno a junio de 2016 (GCCSI,
2016).
Uno muy importante, no de escala industrial probada aún, es el del proyecto Tomakomai en
Japón, que comenzó a inyectar CO2 a una formación salina profunda mar adentro pero cerca de
la costa. Este proyecto, aunque con carácter demostrativo, almacenará del orden de 100 KtCO2
al año de gas proveniente de una planta de producción de hidrógeno. En China inició la
construcción del proyecto demostrativo de Yanchang, que almacenará 0,5 MtCO2 asociado a
operaciones de EOR de CO2 proveniente de una planta de gasificación de plantas químicas
(GCCSI, 2016). Quest en Canadá que toma el CO2 de una planta de producción de hidrógeno,
para septiembre de 2016 había capturado 1 MtCO2 en una formación salina profunda.
Todos los proyectos en operación y en planeación mencionados se pueden localizar en la figura
6.
Figura 6.- Proyectos Clave de CCS y sus etapas de desarrollo en el mundo. (GCCSI, 2016)
10
Es claro que para detonar proyectos de CCS a una tasa como la que es necesaria para 2040, es
obligado pensar en parques industriales que compartan los sitios de secuestro geológico
combinado con redes de carbonoductos que colecten y distribuyan el gas para llevarlo a los
sitios ya sea de inyección pura en formaciones salinas profundas o bien a mercados como los de
campos maduros de hidrocarburos con fines de recuperación mejorada. De otra forma no se
podrían sustentar las inversiones que deben enfrentar industrias aisladas con sitios individuales
de almacenamiento.
3. RETOS DE LA TECNOLOGÍA
El reto más grande que debe enfrentar la tecnología de CCUS es sin duda la de reducir sus
costos para hacerla competir con el resto de instrumentos que actualmente luchan por ganarse
un lugar en el escenario de soluciones para el cambio climático. Actualmente existen medidas
de mitigación costo-atractivas como la eficiencia energética en usos finales, en la transmisión y
la de origen solar, y sobre todo, que estos no implican incrementos críticos en la inversión y sí
significan ahorros importantes en el pago de combustibles; la generación hidroeléctrica y
geotérmica, que también son atractivos, aunque también comparten la desventaja de requerir
grandes inversiones para su implementación. En la figura 7 se muestran los costos unitarios por
tCO2 evitada de las diferentes maneras de generar energía eléctrica.
Figura 7.- Costos unitarios de los diferentes medios de mitigación por tCO2. (IEA, 2016)
11
En la tabla 1 se muestran cifras más específicas de los incrementos que significa la
implementación de la tecnología CCUS en diferentes industrias que por su naturaleza, son
fuertes emisoras de bióxido de carbono. Aunque las referencias son de los Estados Unidos de
Norteamérica, son cifras muy valiosas que establecen las mejores referencias posibles y pueden
ajustarse a las condiciones de cualquier país. En la tabla se puede identificar que los
incrementos van desde un 70% hasta un 2% respecto a la unidad de producción de una
industria específica (MWh, tonelada de acero, Giga Joule, litro de combustible, etc.) en donde
el caso más crítico es precisamente el de la generación de electricidad, para el cual se
presentan dos ejemplos válidos para México, generando con carbón y con gas natural en ciclo
combinado (NGCC) en donde los incrementos al costo de generación son de 60-70% y 57% para
una y otra tecnología respectivamente.
Tabla 1.- Costo de la implementación de la tecnología CCS (en USA) en diferentes industrias. (GCCSI, Lawrence Irlam, 2017)
No obstante, cada día se generan nuevos esfuerzos para abatir los costos de la tecnología, tanto
por la vía de la investigación y desarrollo, como por la creación de iniciativas orientadas
específicamente a lograr mejoras en esa causa, tal es el caso de la creación del Mission
Innovation que nació como un compromiso de la COP de Paris con objetivos específicos para 5
años (2015-2020) a la que se asignó una inversión para investigación y desarrollo entre 15 y 30
BUSD entre 22 países, encaminada a acelerar la revolución de las energías limpias. En donde
uno de los siete campos de investigación que se plantean es precisamente el de CCUS en
plantas de generación de electricidad e industria de emisión intensiva de carbono. Esta
iniciativa tiene entre uno y tres coordinadores para cada uno de los siete campos de acción,
siendo Arabia Saudita y USA quienes coordinan el esfuerzo de R&D en CCUS. Hablando
específicamente de la iniciativa de CCUS, se pretenden investigar todos los aspectos relativos a
la tecnología, identificar sus barreras clave y reducción de sus costos. Esto se plantea hacer
comprometiendo al sector público y privado de los 22 países participantes y estableciendo una
APLICACIÓN
GenElect
Carbón
Super
Crítica
GenElec
Oxy-Comb.
Super
Crítica
GenElect
IGCC
GenElect
NGCC
Hierroy
aceroCemento GasNatural Ferilizantes
Biomasaa
Etanol
Costonivelado USD/MWh USD/MWh USD/MWh USD/MWh USD/t USD/t USD/GJ USD/t USD/litro
SinCCS 75-77 -- 95 49 280-370 101 3.75 400-450 0.40-0.45
ConCCS1aensu
tipo124-133 119-129 141 78 114 69 0.061 13 0.018
ConCCSno1aen
sutipo108 107 102 62 95 58 0.058 12 0.017
Incrementopor1a
ensutipoconCCS60-70% 51-64% 45% 57% 30-41% 68% 2% 3-4% 4-5%
1aensutipo 74-83 66-75 97 89 77 124 21.5 25.4 21.5
No1aensutipo 55 52 46 43 65 103 20.4 23.8 20.4
CostodeCO2evitado(USD/tCO2)
12
plataforma de colaboración y compartición de investigación y desarrollo. (Global CCS Institute,
2017).
Otro de los retos importantes que la tecnología debe enfrentar son los mitos que toda
tecnología “novedosa” representa para la sociedad, de entre los principales, según el Global
CCS Institute, son (Global CCS Institute, 2017):
Mito1: no es segura y no se ha probado suficientemente. Aclaración: la tecnología se ha
probado por más de 45 años. Existen innumerables ejemplos de inyección de CO2 al
subsuelo, los más conocidos son los que utilizan CO2 para la recuperación mejorada de
hidrocarburos. Actualmente existen al menos 21 proyectos de CCS reconocidos
operando satisfactoriamente alrededor del mundo. Estos proyectos evitan que
anualmente 30 MtCO2 vayan a la atmósfera.
Mito 2: causa sismos. Aclaración: no existe evidencia que la inyección de CO2 cause
sismos de importancia, más allá de los típicos que ocasionan la minería, construcción de
presas, y la extracción de hidrocarburos. Más aun, la tecnología no requiere de
hidrofracturamiento, tema que ha polemizado mucho en la industria del shale gas and
oil.
Mito 3: no es comercial. Aclaración: existen al menos 21 proyectos operando a escala
comercial y cerca de otros veinte por iniciar.
Mito 4: es un pretexto para seguir explotando los combustibles fósiles. Aclaración:
aunque no existiera el CCS, además de las plantas de carbón que operan en el mundo,
hay otras 500 en construcción y 1000 en planeación, de manera que es preferible verlo
en la perspectiva de que dichas plantas se diseñen CCS-Ready1 y capturen sus emisiones
dado que de cualquier manera se construirán pues la generación con carbón es la forma
más rentable para los inversionistas en la producción de electricidad y lo será por el
resto del siglo.
Mito 5: compite e inhibe el desarrollo de las renovables. Aclaración: por el contrario, es
un complemento, sobre todo en las industrias que no pueden satisfacer sus necesidades
de energía por la vía de las renovables, lo que sí es cierto es que se trata de una
tecnología transicional, que deberá dejar el paso a las renovables cuando la escala de
implementación y costos de éstas sea factible para desplazar del mercado a los
combustibles fósiles.
Mito 6: no existe suficiente espacio en el subsuelo para almacenar todo el CO2 que se
necesita secuestrar. Aclaración: en el subsuelo existe capacidad de al menos dos
órdenes de magnitud más para almacenar solo en el espacio poroso, las emisiones de
CO2 producido del hombre. En el caso de México, se ha estimado que existen del orden
de 100 veces la capacidad necesaria en una primera estimación (Secretaría de Energía,
1 CCR Ready significa que una planta industrial se diseña desde origen para que, cuando sea posible, se le adapte una planta de
captura de CO2 reduciendo los costos del acondicionamiento.
13
2012). Se calcula que hay capacidad para 500 años de guardar las emisiones del sector
electricidad, el más cuantioso de la industria estacionaria del país en materia de
emisiones de GEI.
4. QUÉ SE HA HECHO EN MÉXICO
La tecnología CCUS es considerada como transicional, es decir, solamente necesaria durante el
periodo en el que los combustibles fósiles no pueden ser sustituidos por las energías
alternativas, deseablemente hasta el año 2050. (IEA, 2016)
Por esa razón, Mexico país altamente dependiente de los combustibles fósiles y aun cuando
cuenta con una estrategia de transición energética, en la que las energías alternativas son
consideradas con seriedad y se están implementando al mayor ritmo posible, considera vital
implementar también la tecnología CCUS, dada la necesidad de abatir las emisiones de GEI en la
industria que usa intensivamente hidrocarburos. Esta iniciativa ha sido liderada por la
Secretaria de Energía (SENER) y apoyada por la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos
Naturales (SEMARNAT) y las actividades más destacadas de la misma se describen muy
brevemente a continuación (Secretaría de Energía, 2017):
En 2009, México se integró como miembro del Global CCS Institute (GCCSI) y el Carbon
Sequestration Leadership Forum (CSLF), instituciones de carácter global más influyentes
en términos de esta tecnología.
En febrero de 2010, se publicó la Estrategia Nacional de Energía (ENE) y así los primeros
instrumentos para enfrentar los cambios en materia de Cambio Climático en el sector
energético. Uno de los tres ejes de la ENE es el de Sustentabilidad Ambiental a través
del ahorro en el consumo final de energía, el aprovechamiento del gas natural y la
generación eléctrica con tecnologías limpias. (Secretaría de Energía, 2014)
En 2011, se realizó el estudio denominado “Estado que guardan las tecnologías de
Captura y Almacenamiento de Carbono en México, el cual resalta que debido al
potencial de uso del CO2 en EOR, México debía adoptar no solo al almacenamiento
(referido como CCS) sino incluir su uso, como medio para mejorar la rentabilidad del
sector petrolero, adoptando las siglas en inglés CCUS: Carbon Capture, Utilization and
Storage. (Secretaría de Energía, 2011)
En 2012, se publican el Atlas Mexicano de Almacenamiento Geológico de CO2, el North
American Carbon Sequestration Atlas (NACSA). (Secretaría de Energía, 2012) (NACSA,
2012). Ese mismo año, entra en vigor la Ley General de Cambio Climático (LGCC) que
representa un hito esencial en la política ambiental de México y promueve la creación
del Fondo Climático, la Comisión Intersecretarial de Cambio Climático y la Estrategia
Nacional de Cambio Climático. (SEMARNAT, 2012)
14
En 2013, un grupo de trabajo encabezado por SENER, del que formaron parte
SEMARNAT, PEMEX, CFE, el Centro Mario Molina (CMM), la UNAM, y el IPN
desarrollaron un Mapa de Ruta Tecnológica de CCUS para México (MRT) que es una
propuesta estratégica para once años (2014-2024) con la intención de implementar y
desarrollar ordenadamente la tecnología de CCUS en el país, desde su incubación hasta
la escala comercial. En noviembre de ese mismo año se aprobó el Impuesto al Carbono.
El MRT se publica en 2014. (Secretaría de Energía, 2014)
En el mismo año, entra en vigor el Registro Nacional de Emisiones el cual determina que
todas las empresas del sector energía, industria, transporte, agropecuario, residuos,
comercio y servicios que generen emisiones de GEI por arriba de las 25,000 tCO2e están
obligadas a presentar un reporte anual (SEMARNAT, 2014). Otro elemento de gran
importancia es la Ley de la Industria Eléctrica donde por primera vez se cita a la
tecnología de “captura y almacenamiento geológico o biosecuestro de bióxido de
carbono” como una Energía Limpia, con la misma importancia que las renovables o la
energía nuclear (Secretaría de Energía, 2014).
A finales de 2015, entró en vigor la Ley de Transición Energética con el objetivo de
regular el aprovechamiento sustentable de la energía y las obligaciones en materia de
Energías Limpias y de reducción de contaminantes provenientes de la Industria Eléctrica.
(Secretaría de Energía, 2015)
En 2016, se culminaron tres estudios muy importantes que habían sido iniciados en
2015, todos fondeados por el CCS Trust Fund administrado por el World Bank. Estos
estudios son fundamentales en la implementación de la tecnología de CCUS en el país, a
saber:
o Análisis para el desarrollo de un marco regulatorio de CCUS en México. (Millieu,
2016)
o Estudio de prefactibilidad para la construcción de una planta piloto de captura
de CO2 en la NGCC Poza Rica, Veracruz. (Nexant, 2016)
o Estudio sobre la implementación de la captura permanente de carbono en
actividades de EOR-CO2. (Battelle, 2016)
5. POTENCIAL DEL CCUS EN LA MITIGACIÓN DE GEI EN MEXICO
a) Estrategia de Transición
En 2010, en México se emitieron a la atmósfera gases de efecto invernadero equivalentes a 748
millones de toneladas de CO2 (MtCO2e), esto representa un aumento del 33% con respecto a las
emisiones de 1990 (figura 8). En el periodo de 2001 a 2010, las emisiones de GEI presentan una
tasa media de crecimiento anual (TMCA) de 2.6% mientras que el PIB presentó una TMCA de
15
1.9%, lo cual no es extraño, pues es sabido globalmente que las emisiones de GEI guardan un
paralelismo estrecho con el desarrollo económico de las naciones.
Figura 8. Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en México,
según el inventario nacional de emisiones (INEGEI). (Instituto Nacional de Ecología, 2010)
Las emisiones que mayor tasa de crecimiento medio anual (TMCA) han tenido son las que
provienen de emisiones fugitivas, residuos y transporte, con una TMCA entre 1990 y 2010 de
5.3%, 5.1% y 4.1%. Esto se debe principalmente al aumento del PIB per cápita, a la urbanización
que se ha presentado en México en este periodo y al rápido crecimiento de la flota vehicular
(con una TMCA 6.3% entre 2004 y 2009). El sector energía es la mayor fuente de emisiones de
GEI en México, con un crecimiento en emisiones de 58% y una TMCA de 2.3%, entre 1990 y
2010.
Por su parte la figura 9 muestra el desglose de las emisiones por tipo de GEI, en donde el
predominante es el CO2 que representan el 65.9%.
Figura 9. Desglose de emisiones nacionales reportadas en el INEGEI (2010)
por tipo de gas con efecto invernadero. (Instituto Nacional de Ecología, 2010)
16
En cuanto a la proyección de emisiones a futuro, considerando una línea base de emisiones GEI
construida a partir de los datos del INEGEI (inventario Nacional de Emisión de GEI), las
Prospectivas Sectoriales y las proyecciones de crecimiento del PIB y la población. La línea base
supone un crecimiento promedio anual del PIB de 3.6%, consistente con las Prospectivas
Nacionales de Energía (registradas por la SENER en 2012). De acuerdo con este escenario, las
emisiones de GEI de México alcanzarían 960 MtCO2e en 2020, 1,276 MtCO2e en 2030 y 2,257
MtCO2e en 2050. En el mediano y largo plazo la incertidumbre de los cálculos de la línea base
puede ser considerable. La figura 10 muestra, además del tendencial, un escenario alto y un
escenario bajo.
Figura 10. Línea base y trayectoria objetivo de emisiones de GEI en México 2010-2050. (IIE-INE, 2009)
El escenario tendencial de la figura 11 es el punto de partida en el diseño de políticas y acciones
para alcanzar las metas de reducción de emisiones en México (IIE-INE, 2009). La curva
discontinua con una tendencia descendente requiere de los objetivos parciales siguientes:
Al 2020, abatir emisiones en un 30% con respecto a la línea base, y
Al 2050, reducir emisiones a un 50% de las registradas en el año 2000.
La trayectoria identificada que permitiría lograr estos objetivos implica que al 2020 se deben
reducir las emisiones anuales en alrededor de 288 MtCO2e y al 2050 las emisiones totales
deberán alcanzar un nivel máximo de 320 MtCO2e, asunciones que francamente no se ven
realistas en el escenario actual.
Al menos tres ejercicios se han hecho en el que se analicen las mejores opciones para que
México logre conseguir sus objetivos en materia de GEI. En 2009 el Instituto Nacional de
Ecología realizó un primer análisis en el que ubica al CCS como un medio de costo alto y
capacidad baja de abatimiento (solo cualitativo) (IIE-INE, 2009). En 2011 el Banco Mundial
realizó un análisis similar (Low Carbon Development for México, MEDEC) (The World Bank,
17
2011) pero en este caso no se incluyó el CCS como una de las alternativas disponibles para
alcanzar las metas de reducción de GIE. Se asume que dado el bajo conocimiento que para
entonces la tecnología CCS tenía a nivel mundial, se hizo una estimación parcial omitiendo los
aportes que ésta puede ofrecer en México. Posteriormente, en 2014, el Sustainable
Development Solutions Network (IDDRI, 2014), hizo un balance de las opciones que tiene
México para conseguir sus metas de reducción y en este se observa que se incluyó al CCS como
una medida de solución. En la figura 11, se muestra que, según esta organización, al menos la
generación de electricidad del país, para 2050 deberá incorporar el CCS cambiando al uso de los
combustibles fósiles en un 35%. Sin duda, es necesario hacer un estudio más integral que
incluya todo lo que ahora se sabe de la tecnología, tanto a nivel mundial, como las opciones de
captura en los mejores sitios emisores y los más adecuados sitios de almacenamiento que
ahora se tienen del país, para emitir un juicio con mayor apego a la realidad.
Figura 11.- Tecnologías a incorporar en la generación de electricidad para el 2050. (IDDRI, 2014)
b) Proyección del Uso de Fósiles
La Ley General de Cambio Climático establece que el 50% de la energía eléctrica necesaria para
satisfacer la demanda del año 2050 deberá de ser por medio de tecnologías limpias
(SEMARNAT, 2012) . No obstante, el plan de producción de crudo, al menos para el año 2027 se
estima que se incremente en al menos 20% con respecto al 2017 (SENER, 2013) (Figura 12); de
igual manera, los recursos prospectivos del país de gas y crudo son todavía cuantiosos (al
menos 54 mil millones de barriles) como lo muestra la figura 13 y es de esperarse que la
industria de los hidrocarburos opte por continuar su explotación.
18
Figura 12. Producción esperada de crudo por categoría de proyecto (miles de barriles). (SENER, 2013)
Figura 13- Distribución de recursos prospectivos de México (miles de millones de barriles). (SENER, 2013)
En congruencia con la información anterior, la demanda del principal combustible de uso
vehicular en el país, la gasolina, tiene una proyección creciente (figura 14) y por consecuencia,
no debe esperarse una disminución en la emisión de GEI por esta vía.
19
Figura 14.- Producción y demanda de gasolinas (miles de barriles). (SENER, 2013)
En resumen, aunque la meta de disminución de emisiones para las próximas décadas, centrada
sobre todo en el uso de energías renovables para la generación de electricidad, tiene un
inconveniente serio debido al incremento en la demanda y oferta de hidrocarburos en otros
sectores, por lo que se considera conveniente la implementación de una alternativa compatible
con la prevalencia de los hidrocarburos en el mercado, como la de CCUS.
6. PAPEL QUE PUEDE OCUPAR EL CCUS EN MÉXICO EN LAS METAS DE REDUCCIÓN
DE GEI
Se prevé que la capacidad instalada de generación de electricidad de México crecerá 57122
MW entre 2016 y 2030, de los cuales 20453 MW corresponderán a plantas de ciclo combinado
de gas natural. Por otra parte, se espera que esa tecnología sea la forma de generación de
electricidad dominante para 2030, con una participación prevista que incrementará de 50 al 58
% como se muestra en la figura 15 (Gonzalez-Diaz, 2016). Además, como ya se ha dicho, el país
tiene la intención de lograr, paralelamente, una reducción de sus emisiones GEI en un 50% por
debajo de los niveles de 2000 para 2050, por lo que una de las estrategias propuestas para
alcanzar el objetivo es la aplicación de la tecnología CCUS en las centrales eléctricas NGCC y
aplicar el CO2 capturado, para operaciones EOR en la industria petrolera, que depende de la
disponibilidad de importantes fuentes de CO2, sobre todo en la región del Golfo de México,
preferentemente entre 2020 y 2050 (Lacy Tamayo, 2014)2. Es de destacar que la capacidad
2 Además de que la región del Golfo de México es la zona de operaciones petroleras, por lo tanto, para EOR, también es la
región del país que, por estar constituida geológicamente de rocas sedimentarias, es más propicia para la inyección de CO2,
20
adicional de 20453 MW de las plantas NGCC es equivalente a 50.52 MtCO2/año, por lo que es
razonable pensar que una parte importante de esta nueva capacidad de generación, se lleve a
cabo con CCUS.
Figura 15.- Modificación prevista del parque de generación de electricidad del 2015 al 2030. (Gonzalez-Diaz, 2016)
El paso obligado, en esta etapa inicial para desplegar la tecnología de CCUS en México, es
identificar las centrales eléctricas comprendidas en la región del Golfo de México que pueden
ser adaptadas con sistemas de captura de CO2, posteriormente, habría que analizar plantas
que, aunque no estén en la zona señalada, pueda integrarse a las emisiones por capturar,
aunque ello requiera de mayores esfuerzos en la construcción de carbonoductos. En el Mapa de
Ruta Tecnológica de CCS para México, está contemplado el desarrollo de una red de
carbonoductos a lo largo del territorio nacional, que haga posible el transporte de todo el CO2
disponible en el país para su inyección en los lugares donde tiene un uso económico, o bien,
donde se cumplen mejor las condiciones para su almacenamiento geológico permanente. Por lo
anterior, resulta conveniente tener en cuenta que, de ser posible, todas las centrales de
generación a instalarse en el futuro, deberían ser concebidas como CCS Ready. Esto bien podría
aplicar también a instalaciones de refinación de hidrocarburos, plantas cementeras y
metalúrgicas como mínimo, tanto para ampliar la oferta de CO2 antropogénico, como para
avanzar consistentemente con las políticas de reducción de emisiones de bióxido de carbono.
Por ser el sector industrial emisor de CO2 más cuantioso, en la figura 16, se muestra un desglose
de las tecnologías que planea el sector de generación de electricidad en el PRODSEN (SENER,
2016) para 2030, y en el que es evidente la prevalencia de la construcción o retrofit
(acondicionamiento) de plantas de generación a gas en ciclo combinado como base para
mantener el ritmo de crecimiento del parque de generación actual.
dadas las mejores condiciones de porosidad y permeabilidad de este tipo de rocas. Esto se puede ver con mayor profundidad en el mapa de zonas de inclusión y exclusión para la inyección de CO2 en México. (Davila-Serrano M. e., 2010)
21
Figura 16.- Evolución prevista de adecuaciones de capacidad eléctrica por tecnología 2016-2030. (SENER, 2016)
Por otra parte, en la tabla 2 se presenta un listado de las plantas térmicas de ciclo combinado a
gas que considera la prospectiva señalada por año de entrada en servicio a la que se ha
anexado la contribución de CO2 capturado (hasta 29 MtCO2/año) que se pudiera conseguir con
las mismas. Es de destacar que no todas las centrales incluidas, están cercas de campos
petroleros en los cuales se pudiera usar el bióxido de carbono para operaciones de
recuperación mejorada, por lo que algunas de ellas demandarían de carbonoductos para la
conducción del CO2.
Tabla 2.- Plantas NGCC planeadas por año y su posible contribución de CO2 abatido. (Gonzalez-Diaz, 2016)
Capacidad
(MW)
CapturaCO2
(MtCO2/año)
Tipode
adaptación
Cananea 405 1 Retrofit
PozaRica 243 0.6 Retrofit
Güemez 360 0.89 Retrofit
Monterrey 303 0.75 Retrofit
Monterrey 949 2.34 Retrofit
Obregón 792 1.95 Retrofit
Juárez 932 2.3 Retrofit
Obregón 112 0.28 Retrofit
Hermosillo 30 0.07 Retrofit
Obregón 814 2.01 Retrofit
Monterrey 884 2.18 Retrofit
Tamazunchale 450 1.11 Retrofit
Monterrey 1000 2.46 Retrofit
Laguna 939 2.31 CCSready
LosMochis 800 1.97 Retrofit
SLP 812 2 CCSready
LosMochis 684 1.64 CCSready
Tamazunchale 1003 2.5 Retrofit
Mérida 507 1.25 CCSready
TOTAL 12019 29.61
Programado
para2020
PlantaTermoelécrica
Enoperación
Programado
para2017
Programado
para2018
Programado
para2019
22
Por el momento, las centrales alejadas de campos petroleros pudieran considerase para hacer
su adaptación a la captura de CO2 a mediano plazo o bien simplemente almacenar sus
emisiones en acuíferos salinos profundos cercanos a sus localizaciones (las del occidente del
país) con la consecuente falta de recursos económicos que en el caso de las de la zona Golfo de
Mexico, se pueden obtener por la venta del CO2 para fines de EOR (Gonzalez-Diaz, 2016). Las
plantas con las mejores posibilidades de asociarse a proyectos EOR, se localizan en la tabla 3 en
las que se proponen los posibles campos petroleros y las distancias a los mismos (Gonzalez-
Diaz, 2016).
Tabla 3.- Plantas NGCC cercanas a campo petroleros y su posible contribución de CO2 abatido. (Gonzalez-Diaz, 2016)
En sectores diferentes a la generación de electricidad, al menos otras 20 MtCO2/año se han
identificado asociadas a plantas industriales como refinerías y plantas de cemento y acero, que
sumadas a las 29 MtCO2/año proveniente de las nuevas plantas NGCC con captura pudieran ser
utilizadas para operaciones de EOR (Lacy, Serralde, & Climent, 2013). Se estima que las
necesidades de CO2 para operaciones de EOR son del orden de 50 MtCO2/año de donde resulta
que teóricamente, a mediano plazo, existe el bióxido de carbono en la cantidad necesaria para
permitir la explotación de los campos maduros por la vía de la recuperación mejorada con CO2.
Si se estima conservadoramente que es necesaria 1 tCO2 para producir 2 barriles de crudo,
entonces pudiera esperarse la producción anual de al menos 100 Millones de barriles de
petróleo por esta vía, que es el equivalente a la producción total actual de 50 días de trabajo al
ritmo de la EPE PEMEX o el 14% de su producción total anual de crudo. Además, esa cantidad
de emisiones evitadas anualmente a la atmosfera serían equivalentes al 50% de las emisiones
anuales emitidas por la CFE o al 7% del total de emisiones del país, con lo cual se estaría
cubriendo el 60% de la cuota de contribución de mitigación de emisiones esperada por la
tecnología de CCS, con la visión de conservar la esperanza de no incrementar la temperatura
mundial promedio más allá de 2ºC, según la IEA. Ver figura 17.
CENTRALCapacidad
(MW)
CapturaCO2
(MtCO2/año)
Distanciaaproxaun
campopetrolero
Entradaen
operación
Tipode
adaptación
PozaRica 243 0.6 <50kmPozaRica 2017 Retrofit
Güemez 360 0.89 >100kmPozaRica 2017 Retrofit
Monterrey 303 0.75 >200kmBurgos 2017 Retrofit
Monterrey 949 2.34 >200kmBurgos 2017 Retrofit
Monterrey 884 2.18 >200kmBurgos 2018 Retrofit
Tamazunchale 450 1.11 >100kmPozaRica 2018 Retrofit
Monterrey 1000 2.46 >200kmBurgos 2019 Retrofit
SLP 812 2 >400kmPozaRica 2019 CCSready
Tamazunchale 1013 2.5 >300kmPozaRica 2020 Retrofit
TOTAL 6014 14.83
23
Figura 17.- Escenario de vías tecnológicas de contribución a la reducción de GEI para el año 2050. (IEA, 2016)
7. CONCLUSIONES
En México al 2017 están en construcción o en planeación diversas plantas de generación de
electricidad con tecnología NGCC; al menos cinco plantas de cogeneración en instalaciones de
PEMEX; el retrofit de otras plantas de CFE ( gas y carbón) , de manera que una política pública
que obligue a la adaptación de sistemas de captura de CO2 en las mismas, además de las
plantas cementeras y del hierro y el acero, pudieran proporcionar la cuota de CO2 que se
necesitan para incentivar las operaciones de EOR con bióxido de carbón a nivel comercial,
permitiéndole un 14% de su producción de hidrocarburos a PEMEX al año, a la vez que
habilitaría el reducir las emisiones de CO2 a la atmosfera en al menos 50 MtCO2/año.
ES claro que es necesario un análisis económico para complementar estas estimaciones y
poder planear los mecanismos financieros y los estímulos fiscales para hacer posible lo aquí
planteado, dado el alto costo de la tecnología CCUS que es aún, uno de sus inconvenientes. No
obstante, es una realidad que la tecnología CCUS es la única manera que apoya el uso de los
combustibles fósiles y que incluye un medio de reducir sus GEI.
Con estas estimaciones, se ve pertinente que México continúe con la implantación de la
tecnología, no como una vía alternativa a la implementación a las energías renovables, sino
complementaría a éstas. Para ello, México debe integrarse a los esfuerzos de investigación y
desarrollo internacionales encaminados a reducir sus costos y hacerla más eficiente.
México también debe enfrentar el reto de probar la tecnología y expandirla a nivel comercial
para desarrollar otros procesos productivos asociados y compensar en alguna medida sus altos
costos, a la vez que se detonen proyectos suficientes para contribuir en la cantidad esperada a
la reducción de las metas de GEI.
Así mismo es necesario continuar el esfuerzo para encontrar los lugares de mayor capacidad y
más seguros para almacenar el CO2 geológicamente, en sus versiones de formaciones salinas,
24
campos maduros de hidrocarburos, basaltos y lechos de carbón en el entendido de que entre
más lugares se encuentren, más económico puede ser el transporte del CO2 para su inyección.
De igual manera, se deben crear y mantener mecanismos efectivos para divulgar entre la
sociedad las bases científicas de la tecnología para que se conozcan ampliamente sus benéficos
y sus limitaciones.
25
BIBLIOGRAFÍA
APEC. (2005, March). Building Capacity for CO2 Capture and Storage in the APEC Region. A
Training Manual for Policy Makers and Practitioners . Singapore.
Battelle. (2016, june). Combining CO2 Enhanced Oil Recovery with Permanent Storage in
Mexico, June 2016,. Retrieved from https://
www.gob.mx/sener/documentos/combining-co2-enhanced-oil-recovery-with-
permanent-storage-in-mexico
Cook, J. (2012). Clean Energy, Climate and Carbon. Melbourne: CSIRO. Geosciences Australia.
Australia.
Davila Serrano, M. A. (2014, Diciembre). Geología Ambiental. México, México, México.
Davila-Serrano, M. (2011). Viabilidad Técnica-Ambiental de la Implementación de CCS en
México. México: Instituto Politécnico Nacional.
Davila-Serrano, M. e. (2010). A preliminary selection of regions in Mexico with potential for
geological carbon storage. International Journal of Physical Sciences, 5(5)(ISSN 1992-
1950).
e, S. (n.d.).
GCCSI. (2016). The Global Status of CCS 2016. Global CCS Institute. Melbourne: Global Carbon
and Storage Institute Ltd.
Global CCS Institute. (2017, august 1). Busting the Myths and misconceptuons about CCS: 12 key
facts. (G. C. Institute, Producer) Retrieved from
https://www.globalccsinstitute.com/insights/authors//2017/07/28/busting-myths-and-
misconceptions-about-ccs-12-key-
facts?author=MA%3D%3D&utm_source=Global%20CCS%20Institute%20Community&ut
m_campaign=5c1d7b5688-
Newsletter%202016%20October&utm_medium=email&utm_term=0_75c2870128-
5c1d7b5688-
&utm_source=Global+CCS+Institute+Community&utm_campaign=5c1d7b5688-
Newsletter+2016+October&utm_medium=email&utm_term=0_75c2870128-
5c1d7b5688-288252381
Global CCS Institute. (2017, JUly 13). Mission Innovation:Carbon Capture Innovation Challenge.
(G. C. Institite, Producer) Retrieved from
http://www.globalccsinstitute.com/insights/authors/AnnyaSchneider/2017/07/13/webi
nar-mission-innovation-carbon-capture-innovation-challenge?author=MTc1OTM%3D
Gonzalez-Diaz, A. e. (2016). Priority projects for the implementation of CCS power gneration
with enhanced oil recovery in Mexico. International Journal of Greenhouse Gas Control.
26
Greenhouse Gas R&D Programme IEA. (2005). A review of Natural CO2 Occurrences and
Releases and their Relevance to CO2 Storage. International Energy Agencie Ejecutuve
Committee. IEA.
Hitchon, B. G. (1999). Sedimentary Basins and greenhouse gases: a serendipitous association. .
Energy Conversion and management.
IDDRI. (2014). Pathways to Deep Decarbonisation in 20150. Institute for Sustainable
Development and International Relations. Australia: IDDRI.
IEA. (2016). Energy Technology Perspectives 2016: Towards Sustainable Urban Energy Systems.
International Energy Agency. Paris: OECD/IEA.
IIE-INE. (2009). Estudios sobre el Impacto de Fuentes Renovables de Energía en la Emisiones de
GEI en el Mediano y Largo Plazos en México. Instituto de Investigaciones Eléctricas e
Instituto Nacional de Ecología, México.
Instituto Nacional de Ecología. (2010). Inventario de Emisiones de GEI, 1990-2010. INEGEI. INE.
Mexico: INE.
IPCC. (2014). Climate Change 2014: Synthesis Report Summaryfor Policimakers. Contribution of
Working Groups I, II and III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernamental
Panel on Climate Change. IPCC. Geneva: IPCC.
Lacy Tamayo, R. (2014, Diciembre). Análisis de Ciclo de Vida de la Captura, Uso y
Almacenamiento de Bióxido de Carbono en un Central de Generación Eléctrica para la
Recuperación mejorada de Petróleo . (A. Universidad Autónoma Metropolitana, Ed.)
México, México, México.
Lacy, R., Serralde, A., & Climent, M. (2013). Initial Assessment of the potential for future CCUS
with EOR projects in Mexico using CO2 captured from sossil fuel industrial planta.
Retrieved from http://www.sciencedirect.com/science/article/piis1750583613002958.
Martínez Arroyo, A. (2012). Greenhouse Gases and CO2 emissions in the world and in Mexico.
APEC-CFE Workshop for introducing CO2 geological storage in earth undergraduate
programs. Mexico: APEC-CFE.
Millieu. (2016, june). Development of a Regulatory Framework for Carbon Capture, Utilization
and Storage in Mexico. Retrieved from
https://www.gob.mx/sener/documentos/development-of-a-regulatory-framework-for-
carbon-capture-utilization-and-storage-in-mexico
NACSA. (2012). The North American Carbon Sequestration Atlas. Retrieved from
http://www.gob.mx/sener/articulos/the-north-american-carbon-storage-atlas
Nexant. (2016, may). Prefeasibility Study for Establishing a Carbon Capture Pilot Palnt in
Mexico. Retrieved from https://www.gob.mx/sener/documentos/pre-feasibility-study-
for-establishing-a-carbon-capture-pilot-plant-in-mexico
Rodriguez de la Garza, F. y. (2012, march 7). EOR as a Driver for CCS Projects in Mexico. Mexico,
Mexico, Mexico.
27
S. Holloway, J. P. (2005). A review of Natural CO2 Occurrences and their Relevance to CO2
Storage. British Geological Survey, Sustainable Energy and Geophysics Programme.
Nottingham, UK: NERC.
Secretaría de Energía. (2011). Estado que guardan las tecnologías de captura y almacenamiento
de carbono y su aplicación en México. México.
Secretaría de Energía. (2012). Atlas Mexicano de Almacenamiento Geológico de CO2, México.
Secretaría de Ebergía. SENER.
Secretaría de Energía. (2014). Estrategia Nacional de Energía. SENER, México.
Secretaría de Energía. (2014). Ley de la Industria Eléctrica. México: Diario Oficial de la
Federación.
Secretaría de Energía. (2014). Mapa de Ruta Tecnológica de CCUS para México. Retrieved from
http://www.gob.mx/sener/documentos/mapa-de-ruta-tecnologica-ccus
Secretaría de Energía. (2015). Ley de Transición Energética. Mexico: Diario Oficial de la
Federación.
Secretaría de Energía. (2017). CCUS en el futuro de la energía de México. SENER, Subsecretaría
de Planeación y Transición Energética. México: SENER.
SEMARNAT. (2012). Ley General de Cambio Climático. SEMARNAT. Mexico: Diario Oficial de la
Federación.
SEMARNAT. (2014). Reglamento de la Ley General de Cambio Climático en Materia del Registro
Nacional de Emisiones . Mexico: Diario Oficial de la Generación.
SENER. (2013). Prospectiva de Petróleo Crudo y Petrolíferos 2013-2027. Secretaría de Energía,
Ciudad de México.
SENER. (2016). Prospectiva del Sector Eléctrico 2016-2030. Secretaría de Energía. Ciudad de
México: Secretaría de Energía.
Stevens, S. a. (20024). Isotopic Analysis of Natural CO2 fields : How long has nature stored CO2
? Seventh international Conference on Greenhouse Gas Control technologies.
Vancouver,Canada.
The World Bank. (2011). Low Carbon Development for Mexico. Washington,D.C.
Treasury Foreign and Commonwelth Office H. (2007). Stern Report. London, UK.
