¿Qué tan viable es la tecnología para controlar las emisiones de azufre de las plantas de carbón?
La historia hasta ahora: En nota Publicado el 14 de julio de 2025, el Ministerio de Medio Ambiente, Forestal y Cambio Climático (MOEFCC) Defendió su decisión de revertir un mandato de 2015 Eso requirió plantas de energía térmica con alimentación de carbón para instalar depuradores que neutralizaron sus emisiones de dióxido de azufre durante la combustión. Refutando la crítica de que la revisión de las normas para la instalación de los depuradores de la desulfuración de gases de combustión (FGD) fue un trasero de salvaguardas ambientales, el ministerio dijo que la decisión implicaba una “recalibración racional basada en la evidencia anclada en los datos actuales de calidad del aire ambiente, tendencias de emisión sectoriales e imperios de sostenibilidad más amplios”.
¿De qué se trata la última revisión de FGD?
En el centro del debate se encuentra la afirmación del Ministerio de que los costos económicos de la instalación de unidades FGD no corresponden a una mejora sustancial en la concentración de partículas en las ciudades donde operan.
El carbón alimenta el 74% de la generación de energía de la India. Junto con otras partículas y óxidos de nitrógeno liberados durante su combustión, el dióxido de azufre es un contaminante importante. La Junta central de control de la contaminación (CPCB) en su Directrices de FGD publicadas en febrero de 2023 Señaló que el 95% del azufre presente en el carbón se convierte y libera como gas de dióxido de azufre. Este es el problema que se esperaba que aborden los depuradores. Se hicieron obligatorios en 2015.
El último conjunto de directivas notificadas el 11 de julio busca relajar estas disposiciones.
Una disposición clave establece que las centrales de energía térmica programadas para retirarse antes de finales de 2030 no tendrían que adherirse a las directivas de control de emisiones. Tendrían que presentar una empresa al CPCB y a la Autoridad Central de Electricidad (CEA) que atestigua la misma.
Además, la directiva exige que las plantas ubicadas dentro de los diez kilómetros de la Región de la Capital Nacional (NCR) y otras ciudades con poblaciones superan un millón, tendrían tiempo hasta diciembre de 2027 para cumplir con los estándares de emisiones. Además, las centrales de energía térmica ubicadas dentro de los diez kilómetros de las áreas identificadas contaminadas, ya sean existentes o próximas, se decidirían caso por caso basado en las recomendaciones de un comité de evaluación de expertos. Tendrían tiempo hasta el final de 2028 para cumplir con las normas.
Las más importantes de estas revisiones se refieren a las plantas que no caen en las categorías anteriores, en otras palabras, plantas térmicas ubicadas fuera de los grupos y ciudades contaminados. Las últimas revisiones indican que no necesitan cumplir con las normas de emisión, siempre que sus chimeneas se encuentren a la altura obligatoria. Estar a cierta altura asegura que no haya atrapamiento de residuos en la cavidad o una desviación del flujo de aire hacia abajo, lo que garantiza una eliminación más suave y un alcance reducido para acumular contaminantes.
¿Cuáles son las preocupaciones sobre la contaminación?
Centro de grupos de defensa para la investigación sobre energía y aire limpio (CREA) refuta la afirmación como “muy engañoso”. Argumenta que las estaciones de monitoreo de calidad del aire no capturan “el impacto real de la contaminación de la planta de energía”. Crea explica que las estaciones inmóviles no pueden capturar el flujo direccional de los contaminantes o medir su fuente. Además, no puede explicar las reacciones químicas que convierten el dióxido de azufre en otros contaminantes como PM 2.5.
“Es importante tener en cuenta que las normas de emisión de óxido de azufre y el requisito de instalar FGD se basan en las emisiones de la pila (estructuras verticales para dispersar el humo y los gases residuales), no en los niveles ambientales de SO₂”, agrega.
G. Sunderrajan, coordinador de la organización sin fines de lucro de defensa ambiental, Poovulagin Nanbargal describió el estudio de Neeri como “preocupante”. Hablando con El hindú, Él dijo: “Entonces podría ser porque los FGD no funcionan o no funcionan correctamente”, y agregó: “Si no está derribando la contaminación del aire, entonces podría haber otras fuentes que emitan más dióxido de azufre en la vecindad de esas plantas”.
La nota del Ministerio de Medio Ambiente específicamente sobre el potencial de emisiones de los estados de que el carbón indio contiene contenido de azufre “muy bajo” (menos del 0,5%) en comparación con el carbón importado, que tiene más del 2% de contenido de azufre. Por lo tanto, el Ministerio argumenta que el contenido inferior de azufre combinado con el clima tropical de la India garantiza que las concentraciones de dióxido de azufre sean “una fracción” de los estándares permitidos.
El informe de Neeri también expresó la aprensión de que instalar FGD potencialmente significaba sustituir la reducción de las emisiones de dióxido de azufre con un aumento en la huella de carbono de la producción de energía. Esto se basó en los FGD que dependen de un mayor uso de la potencia para la operación y la instalación. Utilizando datos de emisiones, Neeri analizó que los FGD operativos aumentan la emisión de dióxido de carbono en 1,225 toneladas adicionales por día o el 2% de las emisiones generales. Refutando esto, dice Crea: “La ironía radica en el hecho de que si bien este dióxido de carbono marginal aumentó por FGD está siendo criticado, los planes para construir 80-100 GW adicionales de capacidad de carbón, lo que resultaría en emisiones mucho mayores que no se cuestionen con la misma urgencia”.
El Sr. Sundrajan buscó un estudio de terceros independiente que decía: “Neeri es financiado por el Gobierno de la India. Por lo tanto, su informe debe tomarse con una pizca de sal”.
El ambientalista señaló específicamente la luz verde de Neeri a la unidad de fundición de cobre esterlite de Vedanta en Thoothukudi de Tamil Nadu en 1999. El Tribunal Superior de Madras había ordenado el cierre de la planta sobre las preocupaciones ambientales en 1998 basadas en un informe inicial de Neeri. Un estudio posterior realizado por Neeri en 1999, “le dio a Sterlite una fusión limpia”, dijo Sunderrajan. Analizando los informes de Neeri, la consulta de la Universidad de la Derecho Nacional Tamil Nadu apunta a la consulta del activista Dharmesh Shah a la información (RTI) que reveló que Sterlite había financiado diez estudios de Neeri por una suma de ₹ 1.27 millones de rupias entre 1999 y 2007. Esto incluyó dos informes de evaluación de impacto ambiental también, el análisis señaló.
¿Por qué la tecnología FGD se conoce como económicamente inviable?
El otro obstáculo importante para la absorción de la tecnología FGD en India es que hay proveedores limitados que tienen capacidad limitada para suministrar e instalar componentes FGD, y la tecnología es nueva en el país. Shripad Naik, Ministro de Estado de poder, había enumerado al parlamento En febrero, la capacidad de los proveedores para la instalación de FGD en el país se situó en aproximadamente 16-20 GW por año. Esto podría atender a unas 33 a 39 unidades. Además, el tiempo de instalación podría llevar entre 36 y 40 meses, contribuyendo aún más a un “desajuste” entre la demanda y la oferta. Esto culmina en los costos y retrasos crecientes, dijo.
La respuesta del Sr. Naik también declaró que India albergaba la capacidad de fabricar el 70% de los componentes FGD que posteriormente han aumentado al 80%. Independientemente de esto, el paradigma depende en gran medida de la tecnología importada, el equipo crítico y la mano de obra calificada de otros países. También dijo que la estandarización es difícil de lograr considerando que diferentes sitios tienen diferentes requisitos relacionados con limitaciones de espacio, diseño, orientación, etc.
La notificación de la Gaceta del 11 de julio también declaró que el Ministerio había recibido muchas representaciones que destacaron las aprensiones sobre la viabilidad technoeconómica, el impacto negativo de la pandemia del coronavirus en la cadena de suministro y una tarifa de electricidad más alta para el consumidor final, entre otras cosas.
La potencia de MOS había mencionado en febrero que se identificaron 537 plantas de energía térmica, con una capacidad combinada para producir 204.16 GW, para instalar FGD. De estos, 49 unidades habían completado la instalación (capacidad combinada de 25,590 MW), 211 unidades (91,890 MW) habían adjudicado los contratos y/o estaban bajo variadas etapas de implementación, 180 unidades (58,997 MW) había emitido licitaciones y 97 unidades (27,693 MW) estaban en el proceso previo. Las estimaciones aproximadas del MOEFCC del lunes sugieren que la modernización nacional de la capacidad basada en el carbón de la India cuesta más de ₹ 2.54 lakh crore en gastos de capital. Esto se traduce en aproximadamente ₹ 1.2 millones de rupias por megavatio de capacidad instalada. Por lo tanto, cuando se combina con aprensiones sobre la efectividad marginal en la reducción de las emisiones, el paradigma no hace más entusiasmo.
¿Qué significa para empresas y consumidores?
Mohammed Saif, socio de estrategia y transacciones en EY India dijo El hindú que la Directiva no puede verse como un beneficio general para todas las plantas térmicas. Explicó que la directiva tendría “algún beneficio” para las plantas programadas para retirarse antes de finales de 2030, ya que no se les exige que manejen sus emisiones. Además, el socio de EY India observó que en la actualidad no estaba claro en qué tipo de plantas pueden obtener exención de la instalación de torres de enfriamiento (se usa para extraer calor antes de que los desechos se liberen en la atmósfera). Hizo hincapié en que los exentos ciertamente encontrarían beneficios de costos.
Desde la perspectiva de un consumidor, el Sr. Saif dice que el impacto potencial en los precios de la electricidad puede ser “muy limitado”. Dijo que esto se debía a que la directiva afectaría “solo una proporción limitada de las plantas existentes”. Además, existen capacidades limitadas de plantas térmicas que pueden beneficiarse de la exención de la torre de enfriamiento.
-Con entradas de Kunal Shankar
Publicado – 21 de julio de 2025 03:47 PM es
