Posts Tagged ‘almacenamiento’

Tiny Molecular Bowls Pull Carbon Dioxide Out of the Air

17/07/2009

The discovery of a tiny bowl-shaped molecule which collects carbon dioxide right out of the air has beckoned some creative solutions to global warming.

FUENTE – CleanTechnica – 16/07/09

By genetically engineering microbes to manufacture the handy molecule, scientists hope to make it useful as an industrial absorbent for CO2 capture. That could help clean up smokestacks from dirty coal-fired power plants, but it’s also possible that the molecules could be used for pulling carbon dioxide right out of the ambient air.

The molecule was discovered by accident during research entirely unrelated to global warming. A researcher noticed that carbon dioxide was collecting in the molecule, and realized that the only source for the CO2 had to be the surrounding air. The results were then tested on a larger level using computer models, and the tiny molecular bowls showed promise on a practical level.

Though of course, while the molecules appeared efficient at capturing CO2, they did not dispose of it. Thus, any notion they may lend toward the possibility of “clean coal” would be misleading. Technology such as this should be viewed as an aid in cleaning up the mess that’s already been made, not as an excuse to continue producing energy through dirty means.

Author: B. Nelson

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Understanding the Development Path for Li-ion Battery Technologies

08/06/2009

FUENTE – Altenergystocks – 05/06/09

Last Tuesday a reader who works as a consultant in the energy storage and hybrid electric vehicles industries and sent me an unpublished “pre-decisional draft” of a DOE report titled National Battery Collaborative (NBC) Roadmap, December 9, 2009, a high-level policy analysis that discusses the merits, risks and expected costs of an aggressive eight-year initiative to foster the development and facilitate the commercialization of Li-ion batteries. The draft roadmap was written during the last days of the Bush administration, has since been partially implemented in the American Reinvestment and Recovery Act of 2009 and has never been officially released by the DOE. It does not necessarily reflect the policy goals of the Obama administration. While I don’t generally feel comfortable writing about documents that have not been publicly released, I’ve discussed most of the basic issues and challenges in other articles and believe the conceptual framework, industry assessment, development goals and timelines discussed in the draft roadmap can help energy storage investors make better decisions. So I’ve decided to take a deep breath, begin with a couple of important quotes, summarize the broad investment themes that can be extracted from the draft roadmap and try to tie it all back to a likely future for the energy storage sector. This is complex stuff so I encourage readers to offer comments and ask questions.

The introductory paragraph of the draft roadmap says:

“Advanced batteries will play a significant role in the energy and economic security of the United States; therefore, ensuring a domestic supply of this technology is critical. Advanced batteries are essential for the development of electric drive, high-efficiency, light-duty, and heavy-duty vehicles. They are also seen as a critical enabling technology for the large scale deployment of renewable energy sources such as wind and solar. In addition, other applications, such as those in the defense and intelligence industries, would benefit from the use of advanced batteries. Current batteries for these applications are beginning to approach performance targets, but their price, size, and abuse tolerance do not yet meet market standards. In addition, nearly all high-volume advanced battery manufacturers are located in Asia. In contrast, the United States has limited manufacturing capability and a small number of trained battery engineers, scientists, and line workers. To be a global leader in the production and sale of advanced batteries, the U.S. must rapidly develop improved technology and establish a U.S.-based battery manufacturing capability.”

While the frank message of the introductory paragraph is stunning, the follow-up discussion of the principal barriers to the development and commercialization of Li-ion batteries is an even bigger eye opener.

PHEV Battery Barriers: PHEV batteries face many of the same challenges associated with HEV batteries (uncertain calendar life, cost, abuse tolerance) plus additional challenges with energy density and specific energy. There is also concern that the deep cycling required of a PHEV battery all-electric range operation will be more difficult than the shallow HEV cycling. The Vehicle Technologies Program Office does not believe that NiMH systems will be able to meet the weight and volume targets of a PHEV battery with greater than a 10- or 20-mile range. … Although Li-ion batteries can provide the energy and power for a 10-mile system, 20- to 40-mile goals are very difficult even for them. The major challenges to developing and commercializing batteries for PHEVs are as follows:

  • Cost – The current cost of Li-based batteries is approximately a factor of three to five times too high on a kWh basis. The main cost drivers are the high cost of raw materials and materials processing, the cost of cell and module packaging, and manufacturing costs.
  • Performance – Much higher energy densities are needed (for the 40-mile or greater system) to both meet the volume and weight targets and to reduce the number of cells needed for an entire battery, thus reducing the system’s cost. In addition, durability and reliability of current batteries needs to be assessed and possibly improved for use in passenger vehicles.
  • Abuse Tolerance – Many Li batteries are not intrinsically tolerant to abusive conditions such as short circuits (including internal short circuits), overcharge, over discharge, crush, or exposure to fire and other high-temperature environments. The use of Li chemistries in these larger (energy) batteries increases the urgency with which these issues must be addressed.
  • Life – Hybrid systems with conventional engines have a life target of 10 to 15 years, and battery life goals have been set to meet these targets. The goals of 300,000 HEV cycles and 5,000 deep discharge cycles are either unproven or are anticipated to be difficult. Specifically, the impact of combined EV/HEV cycling on battery life is unknown, and extended time at high state of charge (SOC) is predicted to limit battery life.

EV Battery Barriers: For EV batteries, the challenges are similar to those for PHEVs (weight, volume, calendar life, cost, and abuse tolerance), but the challenges are more difficult. Batteries can be developed to meet these targets, but they will be a generation beyond the current state of the art. In general, the research to meet the challenges associated with EV batteries will build on work done on PHEV batteries, just as research for PHEVs will build on the battery technology used in HEVs.

Renewable Energy Storage Barriers: DOE is also considering the role of electrochemical energy storage systems for optimizing the use of renewable energy sources to reduce U.S. dependence on foreign oil. Affordable energy storage could enable increased market penetration for many renewable energy sources such as solar and wind. The targets of this application are different than those for transportation, and alternative electrochemical energy storage technologies need to be considered. In this application, energy density is less important than for PHEV and EV applications. Of paramount importance are (a) low cost, (b) long cycle and calendar life, (c) high system reliability, (d) low maintenance, (e) low self-discharge rates, and (f) high system efficiency.”

I’ve read the draft roadmap several times and think the DOE’s development plan for Li-ion batteries has a reasonable chance of success from a governmental policy perspective. Nevertheless, I believe the plan will expose energy storage investors to a high level of business, competitive and technical risk that will take the better part of a decade to resolve. The simple summary for those who do not have the time to study the draft roadmap in detail is:

  • Battery manufacturing is a national security issue and America cannot rely on imports for this fundamental need;
  • Catching up with Asia is not enough and America must become the global leader in energy storage technology;
  • The best available Li-ion battery chemistries are not robust or stable enough to power America’s energy future;
  • The best available battery manufacturing technologies are too expensive for a mass-market product;
  • Current material supply chains are not reliable enough to protect America’s national security interests;
  • Li-ion batteries cannot become commercially viable without a massive government funded effort to advance the state of the art in battery manufacturing and Li-ion chemistry through two generations over the next decade;
  • The activity we’ve seen over the last few years is a good start, but only a start on the work that must be done;
  • The major expected reductions in Li-ion battery costs will arise from generational improvements in manufacturing processes and battery chemistry, rather than simple economies of scale associated with scaling-up current technology;
  • Substantially all of the recently announced plans to build limited numbers of PHEVs and EVs for sale into “entry markets” like specialty vehicles, state fleets, city busses, utility fleets, USPS vehicles, private delivery fleets and the military are essential steps in the R&D process that allow manufacturers to validate the technical potential of their products prior to full scale commercial roll-out; and
  • Commercialization of Li-ion batteries for the mass markets cannot occur unless and until all essential R&D work is successfully completed.

While I’m reluctant to compare the development plan for Li-ion batteries with the Manhattan Project, which cost $24 billion (in CPI adjusted dollars) and employed 130,000 scientists, engineers and technicians, the combined governmental and private sector investments could easily be in the same price range by the time the dust settles.

We are entering the age of cleantech, the sixth industrial revolution. We are also witnessing the birth of massive new consumer markets in South America, India and Asia that will put unimaginable strain on global supplies of water, food, energy and every commodity you can name. In combination, these mega-trends guarantee 10 to 20 years of gut wrenching change and economic dislocation. I have enough oil and gas experience to know that the oil industry will not be able to increase production to levels that satisfy the future demand projected by McKinsey and other macro-economic analysts. I have enough experience in energy storage to believe that by 2020 Li-ion battery manufacturing technology and chemistry will probably advance to a point where PHEVs and EVs are cost effective. But given my age, experience and financial responsibilities, I’m unwilling to put my portfolio at risk by trying to pick the winners of a business marathon that will take a decade or more to run and be subject to the unpredictable and highly variable winds of political and economic change.

I recently reviewed a slideshow presentation from a September 2008 clean air conference that described the auto industry as a serial victim of technology du jour syndrome and offered the following table to prove the point.

25 years ago Methanol
15 years ago Electric vehicles
10 years ago HEVs and Electric vehicles
5 years ago Hydrogen Fuel Cells
2 years ago Ethanol
Today PHEVs and Electric vehicles
2011 What’s next?

It’s enough to make you go Hmmm.

Every analytical report I’ve seen concludes that global demand for energy storage devices will grow at extraordinary rates for several decades. Over the next few years, the substantial bulk of the revenue growth will go to existing producers of lead-acid batteries that can deliver proven products from existing factories. As cost-effective Li-ion battery manufacturing technologies and chemistries are developed, tested, validated and commercialized, they will rapidly become the preferred choice for extreme performance applications like PHEVs and EVs. As these technologies mature, Li-ion batteries may even make inroads into less demanding applications that have traditionally been the province of lead-acid batteries. Over the longer term a new equilibrium will develop where lead-acid batteries are used for certain applications and Li-ion batteries are used for others. Unless the market forecasts I’ve seen are seriously misguided, manufacturers of all classes of energy storage devices will have a hard time keeping up with expected demand.

We don’t live in a black or white world and it is patently absurd to think that the future of energy storage will be black or white. The reality is far more likely to be a richly mottled canvas dominated by various shades of green. The simple fact is that we need every energy storage technology that’s ever been invented, and more. I believe Li-ion batteries, lead-acid batteries, lead-carbon batteries, flow batteries, pumped hydro, compressed air, thermal solar and flywheels will all make important contributions to the energy storage solution. So I believe a balanced portfolio of energy storage stocks is the only sensible approach for investors who don’t have the time, inclination or ability to do their own detailed research. Articles like this one can provide food for thought, but they should not be relied on as investment advice because every author (including me) has his own agenda, preferences, predilections and prejudices.

As an investor, my goal is to buy low and sell high. Based on five years of work in the energy storage sector, I’m convinced that near-term revenue growth in the Li-ion group will be slower than most people expect while near-term revenue growth in the lead-acid group will be faster than most people expect. If my basic thesis about future rates of technological development and revenue growth is correct, the companies in the lead-acid group are likely to perform far better over the next few years than the companies in the Li-ion group.

Readers that want to develop a deeper understanding of the issues and opportunities in the energy storage sector may want to join me in San Diego for Infocast’s Storage Week on the 13th through 16th of July. The speaker’s list includes more than 80 thought leaders from the battery industry, the government, the utility and automotive industries and the research and development sector. I’ll be participating in three panel discussions and hope to return home with new investable insights that I can share with readers in future articles.

DISCLOSURE: Author is a former director and executive officer of Axion Power International (AXPW.OB) and holds a large long position in its stock. He also holds small long positions in Active Power (ACPW), Exide (XIDE), Enersys (ENS) and ZBB Energy (ZBB).

John L. Petersen, Esq. is a U.S. lawyer based in Switzerland who works as a partner in the law firm of Fefer Petersen & Cie and represents North American, European and Asian clients, principally in the energy and alternative energy sectors. His international practice is limited to corporate securities and small company finance, where he focuses on guiding small growth-oriented companies through the corporate finance process, beginning with seed stage private placements, continuing through growth stage private financing and concluding with a reverse merger or public offering. Mr. Petersen is a 1979 graduate of the Notre Dame Law School and a 1976 graduate of Arizona State University. He was admitted to the Texas Bar Association in 1980 and licensed to practice as a CPA in 1981. From January 2004 through January 2008, he was securities counsel for and a director of Axion Power International, Inc. a small public company involved in advanced lead-carbon battery research and development.

El Aluminio podría ser la solución para el almacenamiento y transporte del hidrógeno

04/06/2009

El Aluminio podría ser la solución para el almacenamiento y transporte del hidrógeno. Energías limpias, investigación e innovación

FUENTE – Biodisol – 03/06/09

Un ingeniero de la Universidad de Purdue y ganador de la Medalla Nacional de Tecnología dice que está listo y capaz de iniciar una revolución en energía limpia.

El profesor Jerry Woodall y sus estudiantes han inventado una manera de utilizar una aleación de aluminio para extraer hidrógeno del agua – un proceso que cree que puede reemplazar la gasolina, así como sus emisiones contaminantes vinculadas al calentamiento global.

Sin embargo, dice Woodall, hay un gran problema: “Egos” en el Departamento de Energía de E.E.U.U., una de las principales fuentes de financiación para la investigación de la energía, “estan retrasando la revolución”.

Woodall dice que el método hace innecesario almacenar o transportar hidrógeno – dos de los grandes desafíos en la creación de una economía del hidrógeno.

“El hidrógeno se genera bajo demanda, por lo que sólo se produce lo que se necesita y cuando se necesita”, dijo en una declaración publicada por Purdue.

Así que en vez de tener que llenar el tanque en cada estación, el hidrógeno se producirá dentro de los vehículos en tanques de aproximadamente el mismo tamaño que los actuales tanques de gasolina. Una reacción en el interior de los tanques crearán el hidrógeno a partir de agua y 160 kilogramos de un pellet especial.

“No sería necesarios espacio adicional”, dijo Woodall, “y el peso añadido sería el equivalente al de un pasajero extra, aunque un pasajero un poco más grande.”

El hidrógeno proveería entonces de energía a un motor de combustión interna o una célula de combustible.

“Es una simple cuestión de convertir los actuales motores de combustión interna para que funcionen con hidrógeno”, dijo Woodall. “Todo lo que se tiene que hacer es reemplazar el inyector de combustible de gasolina por un inyector de hidrógeno”.

¿Cómo funciona?

Así es como sucede: El hidrógeno se genera espontáneamente cuando se añade agua al pellets de la aleación, que está hecha de aluminio y un metal denominado galio.

“Cuando el agua se agrega al pellets, el aluminio en la aleación sólida reacciona porque tiene una fuerte atracción por el oxígeno del agua”, dijo Woodall. “No se producen gases tóxicos”.

Esta reacción separa el oxígeno y el hidrógeno contenido en el agua, liberando hidrógeno en el proceso.

El profesor de ingeniería eléctrica y computación, Woodall descubrió por primera vez el proceso básico mientras trabajaba como investigador en la industria de semiconductores en 1967.

“Yo estaba limpiando un crisol que contenía líquido de aleación de galio y aluminio”, dijo Woodall. “Cuando el agua añadida a esta aleación – hablando del descubrimiento – hizo una violenta explosión. Fui a mi oficina y analicé la reacción durante un par de horas para averiguar lo que había sucedido. Cuando los átomos de aluminio en el líquido de la aleación entran en contacto con el agua, producen la reacción, dividen la molécula de agua y producen hidrógeno y óxido de aluminio.”

La investigación condujo a avances en teléfonos celulares, células solares, comunicaciones por fibra óptica y diodos emisores de luz, y el presidente Bush le entrego a Woodall en 2001 la Medalla Nacional de Tecnología.

En los últimos años, Woodall contruyó un equipo de estudiantes de ingeniería eléctrica, mecánica, química y aeronáutica de Purdue para mejorar el proceso.

Costo con badenes

La Purdue Research Foundation tiene el título de la primera patente. Y una nueva empresa, AlGalCo LLC, ha recibido una licencia con el derecho exclusivo para comercializar el proceso.

Pero hay algunos badenes en la carretera del hidrógeno.

Con los motores de combustión interna, el costo de reciclar el óxido de aluminio debe reducirse para que el proceso sea competitivo con la gasolina a 3 dólares por galón.

“Ahora cuesta más de 1 dolar comprar una libra de aluminio y, con ese precio, no se puede entregar un producto equivalente a 3 dólares por galón de gasolina,” dijo Woodall.

Los costos podrían llegar a bajar -comenta Woodall- si el reciclado se realizara con electricidad procedente de centrales nucleares, turbinas de viento o incluso plantas de energía solar, si económicamente son viables. El óxido de aluminio y galio se envía a estas instalaciones, el óxido mediante electrólisis se convierte nuevamente en aluminio, dice Woodall, “y empezamos el ciclo de nuevo.”

Si se utilizan pilas de combustible, el proceso sería económicamente competitivo con la gasolina, señaló Woodall. “Con el uso de hidrógeno puro, los sistemas de células de combustible funcionan con una eficiencia global del 75 por ciento, en comparación con el 40 por ciento de los que utilizan el hidrógeno extraído de combustibles fósiles y con el 25 por ciento para los motores de combustión interna”, dijo Woodall.

Sin embargo, los propios sistemas de pila de combustible son todavía mucho más caro y menos fiables que los motores de combustión interna. “Cuando y si las células de combustible son económicamente viables, nuestro método puede competir con la gasolina a 3 dólares por galón, incluso si el costo del aluminio es de más de un dólar por libra,” dijo Woodall.

El Reino Unido anuncia un ambicioso plan para almacenar el CO2 bajo tierra

04/05/2009

El Reino Unido vuelve a mirar al carbón. Lo ha anunciado estos días el Gobierno laborista, que se propone reintroducir el mineral negro en la complicada ecuación energética que se le presenta al país en los próximos años.

FUENTE – Madri+d – 04/05/2009

Se trata de construir centrales térmicas que desarrollen la tecnología de captura y almacenamiento del carbono (CCS en sus siglas en inglés). Es decir, que reduzcan las emisiones del CO2 producido por la combustión de las centrales a base de enterrarlo bajo tierra.

El CCS no es una tecnología reciente, pero es la primera vez que un país desarrollado anuncia que construirá su política energética alrededor de ella. Lo que promete el ministro de Energía, Ed Miliband, es que el Reino Unido no construirá ninguna nueva central de carbón que no incluya un procedimiento para enterrar el CO2 que produce. Según Miliband, todas tendrán que enterrar desde ahora un 25% de sus emisiones. Una proporción que deberán elevar hasta el 100% en 2025, la fecha en que se prevé que la tecnología del CCS esté plenamente desarrollada.

A primera vista, la decisión del Gobierno británico parece razonable. Las actuales nucleares británicas morirán antes de que las empresas tengan tiempo de construir las centrales que las sustituyan. Lo que -unido al ambicioso compromiso de reducir las emisiones de CO2 en un 80% antes de 2050- dejaría la demanda energética británica pendiente del siempre movedizo suministro de los gasoductos rusos.

Es esa doble necesidad ecologista y energética la que ha hecho que el anuncio lo hayan recibido con entusiasmo similar empresarios, oposición y diversos grupos que batallan contra el cambio climático. No todos, sin embargo, lo ven todo tan claro.

ESCEPTICISMO ECOLOGISTA

El director de Greenpeace, John Sauven, no se fía de la voluntad de las eléctricas de reducir el CO2 que expulsan a la atmósfera y teme que la luz verde del Gobierno a nuevas centrales de carbón dé lugar a más emisiones: «Si la tecnología del CCS no funciona, ¿cómo se asegurará el Gobierno de que al Reino Unido no le quedarán en herencia nuevas centrales de carbón que emiten enormes cantidades de CO2 justo cuando el país debería rebajar sus emisiones?».

Es una pregunta envenenada y de difícil respuesta porque en muchos sentidos la viabilidad del CCS sigue siendo un enigma. Por el momento sólo se utiliza en pequeñas centrales en Canadá y Alemania y aún no se sabe si se podrá aplicar a plantas de más empaque.

Las eléctricas alertan de que su coste disparará los recibos de la luz en un 2%, pues el almacenamiento de CO2 requiere usar entre el 10% y el 40% de la producción energética de la planta. Según E.On, construir una planta de CCS que entierre el CO2 de la central que planea construir en Kingsnorth costaría la friolera de 1.100 millones de euros. Y aunque el experimento fuera viable, hay ecologistas que alertan de que podría generar una especie de ‘fiebre del carbón’ que esquilmara las reservas del mineral en los países desarrollados.

De todas formas, son muchos quienes no quieren ver el vaso medio vacío y saludan la decisión del Gobierno británico con optimismo. No sólo porque persevera en la apuesta del Reino Unido por una economía coherente con la lucha contra el cambio climático, sino porque el desarrollo de la tecnología del CCS podría ser una solución para países como China, que depende del carbón más que ningún otro país en el mundo.

La presión se cierne ahora sobre la agencia del medio ambiente del Reino Unido, el organismo que determinará cuándo deben las centrales pasar de enterrar el 25% del CO2 a enterrar el 100% que produzcan. Las empresas intentarán ganar tiempo. Al menos si la tecnología sigue siendo cara, difícil de aplicar y económicamente poco viable.

LA PRIMERA PLANTA ESPAÑOLA, EN LEÓN

A finales de este año, si se cumple el calendario previsto, España también tendrá su primera planta de captura de CO2. Este proyecto se enmarca en la Plataforma Europea Cero Emisiones, que prevé que haya 12 plantas piloto en Europa antes de 2012.

El experimento español se ubica junto a una central térmica de generación de electricidad con carbón de Endesa, en El Bierzo (León). Sin embargo, tras la fase de captura del CO2 en el proceso de combustión, hay que buscar emplazamientos idóneos para secuestrar este gas contaminante.

De momento, se han identificado zonas en la cuenca del Ebro, Teruel, la desembocadura del Guadalquivir, el Campo de Gibraltar, Jaén, el sur de Madrid o Guadalajara que podrían servir para este propósito.

Autor: E. Suárez

UK: No new coal without CCS

28/04/2009

Standards for new plants increase over time, reaching 100 percent of emissions captured by 2025.

FUENTE – CleanTech – 28/04/09

The UK government unveiled new regulations that ban the commissioning of coal-fired power plants unless they incorporate carbon capture and storage technologies.

The mandate, immediately in effect, requires CCS on at least 400 megawatts of output (or 300 MW of capacity) for new coal power stations. The rule gets increasingly stringent until 2025, when 100 percent of carbon emissions must be captured. That ruling is only applicable if the technology exists by then.

The ruling isn’t expected to deter coal-fired power plants.

“In the UK, a third of our existing coal-fired power stations are due to close in the coming decade,” according to a statement of Climate Change Secretary Ed Miliband. “In order to ensure that we maintain a diverse energy mix, including maximising our domestic fuel supply, we need new coal-fired power stations but only if they can be part of a low carbon future.”

The government is considering a feed-in tariff for CCS projects that could increase utility bills by about 2 percent by 2020.

Miliband also said the government woudl encourage CCS projects to be developed in clusters in order to share the infrastructure to transport carbon to be stored in the North Sea.

Canada has passed a similar measure that takes effect in 2012

Enterradores de CO2

27/04/2009

Una planta francesa de captura de dióxido de carbono enciende la polémica entre la industria y los ecologistas. La instalación, cercana a la frontera española, quiere secuestrar 75.000 toneladas cada año

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FUENTE – Público – 27/04/09

A primera vista, la idea parece genial: capturar el CO2 que sale de las chimeneas y pone en peligro el planeta para inyectarlo en el subsuelo, aprisionarlo y evitar su efecto nefasto. Ahora bien, el problema se plantea de una forma totalmente diferente si es bajo la casa de uno donde la industria prevé encerrar el dióxido de carbono, letal en altas concentraciones. Este es el dilema que ha creado la polémica en Francia con la inminente apertura, cerca de la frontera española, de una planta piloto de Captura y Almacenamiento del Carbono (CCS) del grupo petrolero y gasista Total.

La gran compañía energética francesa ha finalizado la construcción de su planta piloto de Lacq, a menos de 100 kilómetros de la localidad aragonesa de Jaca. En ella, el gigante petrolero planea capturar cada año hasta 75.000 toneladas de CO2 procedente las emisiones industriales mediante el procedimiento de la oxicombustión, para luego condensarlo a presión e inyectarlo en el subsuelo, en una capa profunda dejada hueca por un yacimiento de gas natural, hoy agotado.

La demostración sobre el papel es impecable. El hueco en el subsuelo y la infraestructura para inyectar el CO2 existen. La instalación usa parte de las tuberías ya existentes, de cuando el gas natural iba en el sentido inverso, desde el subsuelo hasta la superficie.

Lo que no cuadra en este panorama, para varias asociaciones de residentes, agricultores y ganaderos de la región de Pau, es la insistencia de un gran grupo petrolero -con intereses obvios, pues- en anticipar el interés de esa tecnología antes de haber demostrado su inocuidad y su interés económico real.

Legitimar el petróleo

Para varias organizaciones ecologistas, entre ellas Greenpeace, subsiste además una duda clave para el planeta, vistos los miles de millones que la técnica exige. Según esos grupos, no está probado que el subsuelo mundial tenga capacidad para albergar más del 0,06% del CO2 de origen humano, principal responsable del cambio climático. Por ello, seguir invirtiendo en estas tentativas equivale, a su juicio, a caminar hacia un callejón sin salida, que sólo sirve para legitimar la industria del combustible fósil, ya sea petróleo o carbón.Por su parte, Total está a la espera del decreto que autorizará el inicio de las operaciones en la planta de Lacq, que ha costado 60 millones de euros y está lista para funcionar desde hace meses.

La Prefectura del departamento de Pirineos Atlánticos, donde se encuentra la central, afirma que “el decreto debería salir en las próximas semanas”. Pero lo cierto es que los retrasos se van acumulando a causa de la fuerte presión ejercida por dos asociaciones locales que cuentan con el apoyo de la poderosa federación France Nature Environnement.

“Está claro que esa técnica la están llevando adelante empresas de la energía fósil para pintar de verde el sector”

Todas ellas han escrito al presidente Nicolas Sarkozy para pedir un debate público sobre la utilidad real de la tecnología CCS antes del inicio de la experiencia piloto, y presentarán un recurso contencioso-administrativo contra el decreto de autorización en cuanto se haga público.Una portavoz de las asociaciones locales, Marie-Laure Imbert, explicó hace unos días el significado de esa amenaza de contencioso: “Está claro que esa técnica la están llevando adelante empresas de la energía fósil -Total, en Francia- para pintar de verde el sector y convencer de que se puede seguir consumiendo masivamente petróleoy carbón”.

Según la ecologista, “encima de esos terrenos vive gente y hay viñedos”, los del célebre Coteaux de Jurançon, “y una concentración del 20% basta para transformar el CO2 en letal”. En su opinión, “la región es una zona sísmica y nadie ha garantizado que el CO2 no pueda fugarse, subir por las microfallas y reactivarlas”. El Buró de Estudios Geológicos francés, principal autoridad pública en cuestiones de subsuelos, ha reconocido que el riesgo de activación de las microfallas es “débil”. La firma Total no ha querido responder a Público las preguntas planteadas por los ecologistas.

Además de en Francia, se están llevando a cabo otros experimentos de captura en Alemania, Noruega, Holanda, Canadá y Japón, todos con apoyo público. Cuentan con el aval de personalidades como el director del Instituto de la Tierra de la Universidad de Columbia, Jeffrey Sachs, quien dijo hace unos días en Nueva York que “si esta tecnología no funciona, la humanidad va a tener serios problemas”.

Por último, la UE apoya esta tecnología. El proyecto CASTOR, que reúne a 30 socios públicos y privados de 11 países europeos, intenta probar desde 2004 con dinero de la UE que la captura permitirá reducir un 30% las emisiones de dióxido de carbono de la industria del continente para el horizonte 2020-2030.

Autor: A. Pérez

Un estudio revela que el CO2 de los campos de gas natural se disuelve en el agua

13/04/2009

Un estudio internacional liderado por investigadores del Reino Unido ha revelado que en los campos de gas natural, que han almacenado dióxido de carbono (CO2) y otros gases de efecto invernadero durante milenios, la mayor parte del CO2 se halla almacenado disuelto en agua en lugar de haberse precipitado en forma de compuestos minerales.

FUENTE – Madri+d – 12/04/09

Sus descubrimientos, publicados en la revista Nature, tienen repercusiones de gran importancia en el estudio de los efectos a largo plazo del almacenaje subterráneo de carbono.

Mientras las concentraciones de gases de efecto invernadero de la atmósfera continúan aumentando, el compromiso global, político y público por reducir el uso de combustibles fósiles no se ha desarrollado al mismo ritmo que el problema. Una solución transitoria que goza de buena aceptación para la reducción de las emisiones de CO2 consiste en capturar el gas emitido por las centrales eléctricas alimentadas por carbón y almacenarlo bajo tierra. Sin embargo, poco se sabe acerca de la seguridad o de la eficacia de este método a largo plazo.

En el mejor de los casos, los estudios de ingeniería sobre el almacenaje geológico de CO2 apenas han proporcionado una visión general de lo que podría suceder en el transcurso de varias décadas. Por otra parte, los modelos diseñados para simular por ordenador lo que podría suceder con el CO2 inyectado bajo tierra han deparado resultados dispares. En esta reciente investigación, los científicos utilizaron campos de gas natural de China, Hungría y Estados Unidos para estudiar cómo ha permanecido almacenado de forma natural el CO2 bajo tierra durante miles de años, lo cual sirve de modelo natural de cara a futuros proyectos de almacenaje de carbono.

 

«Hemos dado la vuelta a la técnica convencional basada en modelos informáticos y observado, en su lugar, los campos en los que hay CO2 almacenado en estado gaseoso desde hace mucho tiempo», explicó el autor principal, el Dr. Stuart Gilfillan de la Universidad de Manchester (Reino Unido).

 

Los investigadores han utilizado conjuntamente marcadores de gases nobles e isótopos de carbono para averiguar si el CO2 se encontraba disuelto en agua o precipitado en forma de carbonatos minerales. De las dos opciones, la precipitación en forma de minerales sería preferible, porque de este modo el carbono podría permanecer «encerrado» durante un período de tiempo muy largo.

«Combinando ambas técnicas hemos podido identificar exactamente, por primera vez, dónde se almacena el dióxido de carbono», explicó el Dr. Gilfillan. «Ya sabemos que el petróleo y el gas han permanecido almacenados de forma segura en campos de petróleo y gas durante millones de años. Nuestro estudio demuestra claramente que el dióxido de carbono ha permanecido almacenado de forma natural y segura en el agua subterránea en estos campos.»

Los investigadores descubrieron que la cantidad de CO2 que se precipita en formas minerales es despreciable frente al 90 % del gas eficazmente eliminado mediante su disolución en agua. Debido al riesgo de pérdidas de CO2 debidas al «agua con gas» resultante (imaginemos un géiser frío y burbujeante que devuelve lentamente el gas a la atmósfera), estos investigadores insisten en la necesidad de que los investigadores que buscan soluciones para el almacenaje de carbono tengan muy en cuenta la movilidad potencial del CO2 en agua.

En el estudio de trazado de gases también se utilizó una nueva metodología de investigación. Según el profesor Chris Ballentine de la Universidad de Manchester, los socios canadienses y británicos aportaron al proyecto conocimientos técnicos en distintos aspectos del trazado de gases. «Combinando nuestros conocimientos hemos sido capaces de inventar un nuevo modo de analizar los campos de dióxido de carbono. Este nuevo método también será fundamental para estudiar y rastrear dónde va a parar el dióxido de carbono capturado en las centrales eléctricas alimentadas con carbón una vez se inyecte bajo tierra. Este aspecto es esencial para futuros controles de seguridad.»

En una nota al respecto, el Dr. Werner Aeschbach-Hertig de la Universidad de Heidelberg (Alemania) afirma que: «Aunque la disolución en el agua subterránea implica la posibilidad de transporte del CO2 y su eventual fuga hacia la atmósfera, tal como se cree que sucede en los campos de gas natural, este resultado no significa que sea imposible un almacenaje geológico seguro. Sin embargo, sí pone de manifiesto la necesidad de evaluar en profundidad las características hidrogeológicas de los posibles lugares de almacenaje.»

Los nuevos métodos propuestos por los investigadores también proporcionan una potente herramienta para futuras investigaciones sobre el comportamiento de los mecanismos de atrapamiento geoquímico. Estos hallazgos representan un avance significativo en la comprensión de los efectos a largo plazo de capturar y almacenar gases de efecto invernadero en depósitos geológicos.

Un nuevo sistema de almacenamiento nos acerca al coche de hidrógeno

09/04/2009

 

Permite recargar el depósito en sólo cinco minutos, cuando con otros sistemas se tardaba cuarenta

almacenamiento

FUENTE – Tendencias21 – 09/04/09

Ingenieros de la Universidad de Purdue, en los Estados Unidos, han desarrollado un sistema de almacenamiento de hidrógeno que permitiría recargar el depósito de un coche en sólo cinco minutos. De esta manera se resolvería uno de los principales problemas que tiene la extensión de este combustible: su almacenamiento. La nueva tecnología se basa en un compuesto llamado metal hídrido que tiene la particularidad de absorber el hidrógeno. A finales del año pasado, y en este mismo sentido, un investigador holandés presentó una aleación de magnesio, titanio y níquel muy eficiente a la hora de absorber hidrógeno. De esta manera, se aligeraría mucho un coche movido con hidrógeno. 

Investigadores de la Universidad de Purdue, financiados por el fabricante de coches General Motors (GM), han conseguido desarrollar la parte fundamental de un sistema de almacenamiento de hidrógeno para coches que hace posible llenar el depósito en sólo cinco minutos con suficiente combustible como para recorrer unos 500 kilómetros. 

El sistema utiliza un compuesto en polvo denominado metal hídrido que absorbe el gas hidrógeno. Los investigadores han desarrollado un intercambiador de calor del sistema, que hace circular refrigerante a través de tubos y utiliza ventiladores para retirar el calor generado a la vez que el hidrógeno es absorbido por el compuesto en polvo. 

El intercambiador de calor es clave, ya que el sistema detiene la absorción de hidrógeno si se sobrecalienta, explicó Issam Mudawar, profesor de ingeniería mecánica, que está al frente del proyecto, en un comunicado. 

“El hídrido produce una enorme cantidad de calor”, explica Mudawar. “Se tardaría un mínimo de 40 minutos en llenar el tanque sin refrigeración, lo que lo convierte en impracticable”. 

Los investigadores contemplan un sistema que permitiría que los conductores pudieran rellenar sus depósitos con hidrógeno en unos pocos minutos. El hidrógeno sería utilizado para propulsar una célula de combustible para generar electricidad con el propósito de hacer funcionar un motor eléctrico. 

Un desafío 

“La idea es tener un sistema que rellena el depósito al mismo tiempo que utiliza conectores accesorios para proporcionar refrigerante y extraer calor”, dice Mudawar. “Esta cuestión representa un desafío para los ingenieros, porque tienen que imaginar cómo rellenar el tubo de combustible con hidrógeno rápidamente mientras neutraliza el calor de forma eficiente. El problema es que nadie hasta ahora había diseñado este tipo de intercambiador de calor”, 

Hay que recalcar que el proceso es reversible, es decir, que el hidrógeno podría ser extraído a partir del hídrido rebajando la presión dentro del tubo del combustible. El intercambiador de calor está ajustado dentro de dicho tubo. Dados los problemas de espacio, es esencial que el intercambiador de calor ocupe el menor espacio posible para maximizar el sitio dentro del tanque de hidrógeno. 

Los refrigerantes utilizados habitualmente en la automoción circulan a través de un tuvo con forma de U atravesando a lo largo el tubo de combustible y el intercambiador de calor. El intercambiador de calor, que está hecho principalmente de aluminio, contiene una red de finas aletas que proporcionan una vía de enfriado eficiente entre el metal hídrido y el refrigerante. 

“Este hito abre el camino para crear sistemas de almacenamiento de hidrógeno que pueden ser cargados múltiples veces casi como se llena el tanque de combustible hoy por hoy”, comenta Darsh Kumar, que es investigador de GM. 

Los investigadores (ingenieros mecánicos, aeronáuticos e informáticos) han estado haciendo este desarrollo en los últimos dos años. Dado que el metal hídrido reacciona rápidamente al aire y a la humedad, el sistema ha tenido que ser ensamblado en una cámara hermética. 

Otro paso importante 

A finales del año pasado, se dio otro paso importante para hacer realidad a medio plazo el coche de hidrógeno. El ingeniero holandés Robin Gremaud, presentó una aleación de magnesio, titanio y níquel muy eficiente a la hora de absorber hidrógeno. Un tanque de hidrógeno construido con esta aleación podría tener un peso relativo del 60% comparado con el peso de las baterías de un coche si tuvieran que realizar los mismos kilómetros. 

Para encontrar la mejor aleación posible, Gremaud desarrolló un método que le ha servido para someter a prueba, simultáneamente, miles de muestras de diferentes metales y ver su capacidad de absorber hidrógeno. El método se basa en una técnica descubierta hace 10 años, la hidrogenografía, que prueba la pérdida de refracción de muchos metales en presencia del hidrógeno. 

Si lo comparamos con las baterías usadas en lo coches eléctricos, conducir 400 Km con un coche eléctrico, como un Toyota Prius, supone cargar con 317 kilos de modernas baterías de litio durante todo el camino. Con la aleación de Gremaud, un coche que usara el hidrógeno recorrería la misma distancia cargando sólo 200 kilos. 

Autor: R. Morales

Baterías magnéticas

16/03/2009

 

Un equipo de científicos-investigadores procedentes de la Universidad de Miami y las Universidades de Tokio y Tohoku, han logrado demostrar el desarrollo de lo que denominan “spin battery“.baterias-300x224

FUENTE – Ison21 – 13/03/09

Dirigidos por el físico Stewart E. Barnes, este grupo de profesionales básicamente ha logrado cargar una batería almacenando energía en imanes y sin precisar de reacciones químicas. “Hemos anticipado el efecto, pero el aparato produjo un voltaje más de cien veces superior y durante decenas de minutos, en comparación con los milisegundos que habíamos esperado”, explicó este científico.un gran campo magnético redirigido a nanoimanes, donde es posible almacenar la energía en los imanes a través de las reacciones químicas.

El secreto de esta nueva tecnología, denominada MTJ (cruce de túnel magnético) es el uso de nanoimanes que inducen una fuerza electromotriz. Utiliza los mismos principios que los de la batería convencional, pero con un cambio fundamental. La energía almacenada en una batería, ya sea en un iPod o en un coche eléctrico, se presenta en forma de energía química. Cuando un aparato alimentado por una batería se enciende, se produce una reacción química que produce energía eléctrica. Sin embargo, la nueva tecnología convierte directamente la energía magnética en electricidad, sin reacciones químicas.

Según expertos, este exitoso avance abre un gran abanico de posibilidades. Esta nueva tecnología MTJ supone un paso más hacia la creación de ordenadores sin partes móviles, que serán mucho más rápidos, menos caros y emplearán menos energía que los actuales. Incluso en el futuro, las nuevas baterías magnéticas podrían servir para mover coches eléctricos, según el estudio, publicado en la edición de ‘Nature’ de esta semana.

El nuevo descubrimiento avanza en la comprensión de la forma en que los imanes funcionan y su aplicación inmediata es el uso de los MTJ como elementos electrónicos que funcionen de diferentes formas con transistores convencionales. Aunque el actual prototipo tiene un diámetro del de un cabello humano y no puede ni tan siquiera iluminar un diodo LED, la energía que puede llegar a almacenarse por este método podría potencialmente hacer moverse a un coche durante kilómetros. Las posibilidades son infinitas, declaró Barnes.

Aún quedan detalles que ultimar, pero sin dudas puede ser un gran paso hacia la creación de nuevos dispositivos, los cuales pueden ser mejorados aplicándoles esta tecnología.