9.3 Cattura e stoccaggio di CO2 prodotto dai combustibili ...

9.3.1 Introduzione

Uno dei gas serra derivanti dall’attività dell’uomo è il CO2,che proviene principalmente dalla combustione di com-bustibili fossili. Il tasso di emissione del CO2 può essereridotto in vari modi, uno dei quali consiste nel catturare ilbiossido di carbonio e stoccarlo lontano dall’atmosfera perun periodo di tempo molto lungo. Questa tecnica, chia-mata cattura e stoccaggio del CO2 (CCS, CO2 Capture andStorage), è una applicazione innovativa di una tecnologiaconsolidata. Solo negli ultimi anni sono state riconosciu-te le sue potenzialità nei confronti del problema globaledel cambiamento climatico. In questo capitolo vengonodescritti la tecnologia e i caratteri salienti del suo possibi-le ruolo nella riduzione delle emissioni di gas serra.

Cambiamenti climaticiOrmai è comunemente accettato il fatto che si stan-

no verificando dei cambiamenti nel clima della Terra,che vengono attribuiti alle emissioni di gas serra deri-vanti dalle attività dell’uomo. Tra questi gas, quello checontribuisce maggiormente è il biossido di carbonio, cheviene rilasciato dalla combustione dei combustibili fos-sili e della biomassa, e dal disboscamento. Le conse-guenze finali del cambiamento climatico non si cono-scono con certezza, sebbene siano stati formulati nume-rosi modelli matematici per esaminare questo problemamolto complesso.

Riconoscendo le conseguenze potenzialmente dan-nose di un cambiamento climatico incontrollato, i paesiche hanno firmato la Convenzione quadro delle NazioniUnite sul cambiamento climatico hanno concordato cheil suo obiettivo dovrebbe essere «la stabilizzazione delleconcentrazioni di gas serra nell’atmosfera a un livello cheprevenga una pericolosa interferenza di origine antropi-ca con il sistema climatico». Tuttavia, non c’è un accor-do sul livello da raggiungere per la stabilizzazione, né suquanto bisogna agire per raggiungere questa condizione.

In molti modelli, viene spesso presa in considera-zione la stabilizzazione a un livello di 550 ppmv di CO2-equivalente, che rappresenta un raddoppiamento dellaconcentrazione di CO2 rispetto al periodo preindustria-le. Si stima che la realizzazione di una stabilizzazione aquesto livello comporterebbe una riduzione delle emis-sioni globali del 75-85% rispetto agli attuali tassi, entrol’anno 2100. Concentrazioni più basse richiederebberoriduzioni ancora maggiori.

Per portare a termine tali riduzioni in maniera eco-nomicamente vantaggiosa sarà richiesta l’applicazionedi un’ampia serie di provvedimenti. Le alternative tec-nologiche attualmente disponibili per la stabilizzazionedei livelli di CO2 nell’atmosfera includono: a) riduzio-ne dei consumi energetici, aumentando l’efficienza dellaconversione e/o dell’utilizzazione dell’energia; b) pas-saggio a combustibili con minore contenuto in carbonio,per esempio gas naturale invece di carbone; c) aumentodell’impiego di fonti di energia rinnovabile o di energianucleare, ciascuna delle quali emette infine una scarsaquantità netta di CO2, oppure non ne emette affatto;d ) sequestrazione del CO2 dall’atmosfera aumentandola capacità di assimilazione biologica delle foreste e deisuoli, oppure catturando e immagazzinando il CO2.

Ruolo dei combustibili fossili nel rifornimentoenergetico

All’inizio del 21° secolo, il consumo globale di ener-gia ha continuato a crescere, così come ha fatto negli ulti-mi decenni del 20° secolo. I combustibili fossili fornisco-no attualmente l’86% dell’energia utilizzata in tutto ilmondo (BP, 2003), contribuendo a circa il 75% delle emis-sioni di origine antropica di CO2, mentre la rimanente parteproviene da fonti non energetiche, come la deforestazio-ne. Attualmente le emissioni di CO2 legate al consumo dicombustibili fossili si aggirano intorno alle 25 Gt di CO2/a.

Tra i combustibili fossili, il 45% dell’energia pro-dotta globalmente deriva dal petrolio, il 27% dal gas

811VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ

9.3

Cattura e stoccaggio di CO2prodotto dai combustibili fossili

naturale, il 28% dal carbone. Tra il 1995 e il 2001 le emis-sioni medie globali di biossido di carbonio crescevanoa un tasso dell’1,4% all’anno, leggermente al di sopradel tasso di crescita del consumo di energia primaria(Watson et al., 2001). Nel 2001 i trenta paesi membri del-l’Organizzazione per la Cooperazione e lo SviluppoEconomico (OCSE) erano responsabili del 47% delle emis-sioni di CO2 legate alla produzione e al consumo di ener-gia, mentre le economie in transizione incidevano per il14% e i paesi in via di sviluppo per il 39% (EIA, 2003).

Data l’importanza dei combustibili fossili nell’at-tuale rifornimento di energia e la previsione che si con-tinuerà così nell’immediato futuro, e in vista delle minac-ce dei cambiamenti climatici, le modalità di utilizzo deicombustibili fossili senza necessariamente immettere inatmosfera grandi quantità di CO2 sono assolutamentepertinenti al fine di garantire un’erogazione continua eaffidabile di energia. Questo controllo delle emissionidovrebbe essere raggiunto mediante la cattura e lo stoc-caggio di CO2 derivante dalla combustione dei combu-stibili fossili.

Cattura e stoccaggio di CO2In fig. 1 vengono mostrati i componenti principali di

un sistema di CCS per un impianto di generazione del-l’energia elettrica. In questo caso la fonte di CO2 è il flus-so di gas di combustione. Uno stadio di separazione vieneutilizzato per catturare il CO2, che viene poi compressoper il trasporto a un sito di stoccaggio. Per ottenere unariduzione significativa nelle emissioni globali, la quan-tità di CO2 che deve essere catturato e stoccato in tuttoil mondo dovrebbe ammontare a diverse Gt di CO2/a.Ciascuno degli stadi del processo verrà esaminato sepa-ratamente, dopo di che verranno discusse alcune que-stioni di carattere più generale.

9.3.2 Fonti di CO2

Nozioni generaliLe emissioni antropiche di CO2 provengono da vari

settori dell’economia globale, come mostrato nella tab. 1.

Si può vedere che la produzione di energia elettrica è lamaggiore fonte di emissioni. Le emissioni provenientida questo settore si originano da grandi sorgenti pun-tiformi, aspetto altamente rilevante dal punto di vistaeconomico per la cattura di CO2. Tutte le componenti delsistema di CCS presentano diverse economie di scala: lacattura di CO2 ha un costo minore per tonnellata di CO2

per una grande centrale (che cattura milioni di tonnella-te all’anno) rispetto a una centrale piccola (che catturamigliaia di tonnellate all’anno); le grandi condutture, chetrasportano diversi milioni di tonnellate all’anno, tra-sferiscono ciascuna tonnellata di CO2 a un costo moltoinferiore rispetto a condutture più piccole; il costo distoccaggio è condizionato in maniera analoga dalle dimen-sioni del serbatoio di stoccaggio.

Il CO2 viene emesso anche da grandi sorgenti pun-tiformi nel settore delle altre industrie energetiche (checomprende le raffinerie di petrolio, l’industria dei com-bustibili solidi, l’estrazione del carbone, l’estrazione diolio e gas, e altre industrie che producono energia) e inalcune parti del settore industriale e delle costruzioni.Tuttavia, il settore con la più rapida crescita in terminidi emissioni è quello dei trasporti. In antitesi con le cen-trali per la generazione dell’energia elettrica e l’industriapesante, le emissioni dovute ai trasporti provengono dauna molteplicità di piccole fonti sparse e non sarebbeconveniente catturarle.

Un altro fattore altamente rilevante è la concentrazio-ne di biossido di carbonio nel flusso di gas. Alte concen-trazioni di CO2 sono molto più facili da catturare e depu-rare rispetto a basse concentrazioni. In seguito, si discu-terà su come ciò viene realizzato, ma la distinzione tra leconcentrazioni disponibili di CO2 nei diversi settori indu-striali è importante per capire come ci si deve dedicare

812 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

SOSTENIBILITÀ

tab. 1. Emissioni globali di CO2 nel 2001,suddivise per settori, derivanti dalla combustione

dei combustibili fossili (IEA, 2003)

Emissioni CO2(Mt/a)

Settore

Elettricità pubblica e produzione del calore

8.236

Altri produttori di elettricità 963

Altre industrie energetiche 1.228

Industrie manufatturiera ed edilizia 4.294

Trasporto (di cui su strada) 5.656 (4.208)

Altri settori (di cui residenziale) 3.307 (1.902)

Totale 23.684

separazionedi CO2

compressionedi CO2

stoccaggio

gas di combustione

combustione delcombustibile fossile

N2, H2O in atmosfera

generazionedell’energia elettrica

fig. 1. Componenti principali di un sistema di cattura e stoccaggio di CO2.

alla sua cattura. Nella tab. 2 sono mostrati alcuni esempidi concentrazioni di CO2 nei diversi tipi di impianti.

Produzione dell’energia elettricaI combustibili fossili costituiscono la principale risor-

sa per la produzione di energia elettrica nella maggiorparte dei paesi, tranne qualche eccezione degna di notadove viene utilizzata l’energia nucleare (per esempio, laFrancia) o l’energia idroelettrica (per esempio, la Nor-vegia). I combustibili fossili possono essere il carbone,polverizzato per facilitarne la combustione, o il gas natu-rale. Altri combustibili che possono essere utilizzati com-prendono l’olio residuo, l’olio pesante e i materiali discarto. In una centrale tipica, la combustione della cari-ca genera una certa quantità di vapore, che viene poiespanso attraverso delle turbine connesse a un genera-tore. In una centrale moderna alimentata a gas, la com-bustione ha luogo in una turbina a gas accoppiata con ungeneratore, e il calore viene recuperato dai gas di scari-co per azionare una turbina a vapore che integra la pro-duzione di elettricità. Le emissioni che provengono datali impianti ammontano a circa 750 g di CO2/kWh peruna centrale a carbone e 380 g di CO2/kWh per una cen-trale a gas naturale. Sebbene le concentrazioni di CO2

nei gas di scarico di una centrale elettrica siano basse,l’importanza di questo settore, in termini di emissioniglobali, lo pone ai primi posti nell’elenco delle sorgen-ti di CO2 da prendere in considerazione per il CCS.

IndustriaL’uso industriale di energia è tanto diversificato quan-

to le industrie coinvolte. Le industrie che consumanomolta energia, come quelle del cemento, dell’acciaio edel ferro, e le raffinerie di petrolio, possono rilasciareuna quantità di CO2 da un singolo sito pari a quella libe-rata da una centrale elettrica. In questi casi, la concen-trazione di CO2 nelle emissioni può essere più alta diquella di una centrale elettrica, rendendo quindi più faci-le la cattura. In questo modo, alcune industrie ad altoconsumo potrebbero offrire opportunità per una più faci-le cattura di CO2. Per la verità, i processi per la produ-zione di idrogeno e ammoniaca già rilasciano CO2 influssi ad alta concentrazione, rendendo questi processipotenzialmente interessanti come opportunità alternati-ve per la cattura del biossido di carbonio. Le altre sor-genti industriali di CO2 sono più esigue, il che le rendemeno interessanti; in ogni caso vale la pena di osserva-re che il trattamento del gas naturale (un’applicazioneattuale dei dispositivi di separazione di CO2) già rilasciaCO2 in alta concentrazione, e quindi può rappresentareun’occasione alternativa di rifornimento di CO2 per lostoccaggio.

Altre sorgentiGli altri principali settori responsabili delle emissio-

ni sono quelli dei trasporti e degli edifici. L’energia uti-lizzata negli edifici è fornita in parte sotto forma di elet-tricità, dunque è rilevante la possibilità di catturare ilCO2 nelle centrali elettriche in modo da ridurre le emis-sioni da questo settore. Tuttavia, molta dell’energia uti-lizzata negli edifici è fornita dalla combustione localedei combustibili fossili che produce quantità relativa-mente piccole di CO2 (per esempio, dell’ordine di 1 tCO2/a da un’abitazione), le quali sarebbero veramentetroppo ridotte per essere catturate in maniera economi-camente vantaggiosa.

Il trasporto è la sorgente di emissioni globali in piùrapida espansione. Ciascun veicolo emette solo 1 o 2 t/adi CO2, che sarebbe una quantità molto piccola da cat-turare. In aggiunta, c’è il problema di avere a che farecon una sorgente in movimento; è stato suggerito, pervenire incontro a questo problema, di stoccare il CO2 abordo dei veicoli, ma i volumi coinvolti e i requisiti ditrattamento rendono questa opzione non fattibile.

Possibile scenario futuro: un vettore energeticoprivo di carbonio

Un possibile approccio alternativo per entrambe lesorgenti di CO2 (edifici e trasporto) consiste nel fornire


CATTURA E STOCCAGGIO DI CO2 PRODOTTO DAI COMBUSTIBILI FOSSILI

tab. 2. Concentrazioni indicative di CO2

nelle emissioni di gas da particolari unitàin differenti impianti alimentati con combustibili

fossili (Metz e Davidson, 2005)

Concentrazionedi CO2 nell’emissione

di gas di scarico(% in volume)

Elettricità e produzione del calore

Generazione di correntebruciando carbone polverizzato

12-14

Impianto IGCC alimentatoa carbone

8-9

Ciclo combinato a gas naturale 3-4

Altre industrie energetiche

Riscaldamento per combustione/raffineriedi petrolio

8

Produzione di idrogeno 15-100

Industria

Ammoniaca 100

Industria dell’acciaio e del ferro 20-27

Fornace per cemento 14-33

un vettore di energia privo di carbonio, allontanandoquindi l’esigenza di catturare piccole quantità di CO2.Questo vettore di energia può essere l’elettricità o l’i-drogeno. Con entrambi potrebbero esserci dei problemiriguardanti la semplicità di utilizzazione e i costi di gestio-ne, nonché l’immagazzinamento a bordo nel caso deiveicoli. Gli automezzi a trasmissione potrebbero fun-zionare a elettricità, e questo può esser vero anche per iveicoli a idrogeno, se appropriate celle a combustionevenissero sviluppate come sorgente di forza motrice.Diverse case costruttrici stanno pianificando anche vei-coli con motore a combustione interna funzionanti a idro-geno, i quali hanno meno ostacoli tecnici da superare.Allo stato attuale non si sa se l’elettricità derivante dal-l’idrogeno verrà utilizzata come fonte di energia; in ognicaso, il CCS potrebbe rappresentare un importante con-tributo nella sua applicazione.

9.3.3 Metodi di cattura di CO2

La combustione dei combustibili fossili rilascia nell’a-ria un gas contenente CO2, N2, vapor d’acqua, piccolequantità di O2 e altri elementi. La tab. 3 mostra degliesempi per impianto di generazione dell’energia elettri-ca. Escluso il CO2, gli altri elementi non sono gas serra,e quindi non hanno bisogno di essere tenuti fuori dal-l’atmosfera. Alcuni di essi, principalmente ossidi di zolfoe azoto e particolati, sono già soggetti a controllo. L’e-lemento N2 rappresenta la gran parte del volume del flus-so di gas, il che rende antieconomico stoccare per inte-ro il flusso di gas come sistema di protezione del clima.

Pertanto, per catturare il CO2 è necessario separarlodall’azoto. Esistono tre tipi generali di sistemi con cui ilCO2 può essere rimosso dal processo, e questi verranno

di seguito descritti. In funzione del sistema utilizzato, lacattura può avvenire in ambiente ossidante o riducente,che influenzerà il processo di separazione prescelto. Laseparazione può essere fatta utilizzando delle procedu-re sviluppate per altre applicazioni. Il processo di sepa-razione verrà descritto in seguito, dopo aver introdotto itre principali sistemi di cattura. Convenzionalmente, nellavalutazione di un processo, la compressione del CO2

viene considerata nel processo di cattura. Gli esempidescritti in questo lavoro sono basati su applicazioni acentrali elettriche alimentate con combustibili fossili,sebbene un approccio simile possa essere utilizzato negliimpianti di riscaldamento, nelle raffinerie o negli altofor-ni, ecc.

I tre tipi di sistemiIl sistema riconosciuto come il più facile per cattu-

rare il CO2 consiste nel separarlo dal flusso di gas dicombustione dopo che è avvenuta la combustione(v. ancora fig. 1). Diversamente, il problema dell’azotopuò essere superato preparando il combustibile in ambien-te privo di N2 e separando il CO2 in questo stadio: que-sta procedura è chiamata cattura precombustione. Unaterza opzione consiste nell’evitare l’introduzione del-l’azoto nel sistema di combustione, utilizzando nellacombustione ossigeno invece di aria: questa tecnica vienechiamata in alcuni casi denitrogenazione, ma più fre-quentemente combustione oxy-fuel.

Cattura post-combustioneLa separazione di CO2 dal gas di combustione è stata

applicata in (poche) centrali elettriche e in altri impiantiper diversi decenni. È disponibile una serie di tecnichedi separazione; attualmente, la più usata per separare ilCO2 dai gas di combustione e da altre correnti di gas è illavaggio del flusso di gas con una soluzione di ammine.Per molti aspetti, la cattura post-combustione del CO2 èanaloga alla desolforazione dei gas di combustione (FGD,Flue Gas Desulphurization), tecnica ampiamente utiliz-zata nelle centrali elettriche alimentate a carbone e petro-lio per ridurre le emissioni di SO2. In linea di principio,la cattura post-combustione può essere adattata a impian-ti esistenti, ma in pratica la quantità extra di energia richie-sta per il processo renderebbe l’impianto non competiti-vo, a meno che non si tratti di un impianto già ad alta effi-cienza, cosicché la principale applicazione previstariguarda centrali elettriche progettate ad hoc.

La bassa concentrazione di CO2 nel gas di combu-stione (3-14%) implica il trattamento di un grande volu-me di gas, il che comporta attrezzature molto grandi ecostose. Un ulteriore svantaggio legato alla bassa con-centrazione di CO2 è che devono essere utilizzati sol-venti molto forti per catturare il CO2, e la loro rigenera-zione, per il rilascio di CO2, richiede una grande quan-tità d’energia.


SOSTENIBILITÀ

tab. 3. Elementi caratteristici dei gas di scaricoderivanti dalla combustione dei combustibili fossili

nelle centrali elettriche moderne(espressi in percentuale molare). Possono essere

presenti anche piccole quantità di NOx,Hg e particolati

Elemento Carbone Gas naturale

Ar 0,86% 0,89%

O2 3,2% 12,3%

N2 72,0% 74,5%

H2O 10,1% 8,2%

CO2 13,8% 4,1%

SO2 0,1% 0%

Cattura precombustioneUna via alternativa per aumentare la concentrazione

di CO2 consiste nel preparare il combustibile in modotale che gli elementi che contengono carbonio possanoessere rimossi prima della combustione. Questa è, difatto, l’applicazione originaria per la quale è stata svi-luppata, più di 60 anni fa, la cattura di CO2 nella produ-zione di gas destinato ai consumatori e alle pubblichestrutture.

Il gas combustibile può essere preparato facendo rea-gire il combustibile con ossigeno e/o vapore per forma-re un gas di sintesi composto principalmente da monos-sido di carbonio e idrogeno. Il monossido di carbonioreagirebbe quindi con il vapore in un reattore catalitico(shift converter) per dare CO2 e ulteriore idrogeno. IlCO2 può essere così separato e l’idrogeno utilizzato comecombustibile per le turbine a gas di centrali elettriche aciclo combinato (o forse, in futuro, per le celle a com-bustione). Il gas combustibile si trova a pressioni eleva-te (per esempio, da 15 a 40 bar) con un livello medio diconcentrazione di CO2 (15-40%); entrambe queste carat-teristiche rendono più facile la cattura di CO2 rispetto alcaso della post-combustione. La procedura è, in linea diprincipio, la stessa per il carbone, il petrolio o il gas natu-rale; tuttavia, nel caso del carbone e del petrolio vieneutilizzato il processo di gassificazione per preparare ilcombustibile, mentre nel caso del gas naturale viene uti-lizzato il processo del reforming o dell’ossidazione par-ziale. Il grado di pulizia del gas prima della cattura è dif-ferente per i tre tipi di combustibile. La fig. 2 mostra undiagramma semplificato di una centrale elettrica ali-mentata a carbone, dotata di un sistema di cattura pre-combustione di CO2. Questo è molto simile al ciclo com-binato integrato di gassificazione (IGCC, Integrated

Gasification Combined Cycle), a cui viene aggiunto unostadio di conversione (per convertire il CO in CO2), segui-to dalla separazione e compressione del CO2.

Sebbene la cattura precombustione implichi un cam-biamento più radicale del progetto della centrale elettri-ca, la maggior parte della tecnologia è stata già speri-mentata nella produzione di ammoniaca e in altri pro-cessi industriali. Uno degli aspetti innovativi è che il gascombustibile dovrebbe essere essenzialmente idrogeno.Si prevede che alla fine sarà possibile, con poche modi-fiche, bruciare idrogeno puro in una turbina a gas, maquesta, sebbene le case costruttrici abbiano sviluppatoturbine capaci di bruciare combustibili ricchi in idroge-no con diverse proporzioni, non è una tecnologia speri-mentata dal punto di vista commerciale.

Combustione oxy-fuelLa concentrazione di CO2 nel flusso di gas è un fat-

tore chiave che determina il costo del processo di cattu-ra. Maggiore è la sua concentrazione, più semplice (equindi economica) sarà la sua rimozione. La concen-trazione del CO2 può essere aumentata notevolmenteutilizzando l’ossigeno invece dell’aria durante la com-bustione, sia in caldaie sia in turbine a gas. Se un com-bustibile fossile viene bruciato in ossigeno puro, la tem-peratura di combustione è molto alta, ma se qualche gasdi combustione viene riciclato nel combustore, la tem-peratura può essere ridotta a un livello simile a quello inun combustore convenzionale. Dato che il flusso di gasdi combustione è composto principalmente da CO2 eacqua (vapore), il gas riciclato può essere arricchito siain CO2 sia in acqua. Entrambi i metodi hanno mostratodi limitare in maniera efficace la temperatura di com-bustione. È necessaria soltanto una semplice purifica-zione di CO2 dopo la combustione. Lo svantaggio di que-sto approccio consiste nel fatto che la produzione di ossi-geno è molto dispendiosa, in termini sia di costi capitalisia di consumo di energia.

Il grado d’interesse per questo processo varia con iltipo di combustibile e il tipo di impianto. Visto che granparte dell’energia rilasciata nella combustione del gasnaturale deriva, diversamente dal caso del carbonio, dal-l’ossidazione dell’idrogeno, una grande quantità di ossi-geno puro fornito alla combustione non presenterebbevantaggi in termini di produzione di CO2 puro, renden-do la combustione oxy-fuel un metodo relativamentecostoso per separare il CO2 quando si usa gas naturalecome combustibile. D’altra parte, l’uso del metodo oxy-fuel con il carbone (con il suo contenuto relativamentebasso d’idrogeno) implica che molto più ossigeno è uti-lizzato per la produzione del CO2, concorrendo quindiallo scopo di separare il CO2. Tuttavia, la combustionedel carbone viene di norma fatta in caldaie a basso ren-dimento termico, cosicché i vantaggi dei processi oxy-fuel su sistemi già consolidati tendono a essere limitati,



gass

ific

ator

e

conv

ersi

one

del C

O

gene

rato

redi

vap

ore

catt

ura

di C

O2

scorie

turbine a gas turbinaa vapore

N2, O2, H2Oin atmosfera

aria

carbone

ossigeno

CO2 verso ilserbatoio distoccaggio

gas dicombustione

arricchito in H2

rim

ozio

ne d

ei s

olfu

ri

fig. 2. Diagramma schematico di una centrale alimentata a carbone dotata di un sistema di catturaprecombustione del CO2 (IEA GHG, 2001).

rendendo dunque difficilmente giustificabile la neces-sità di ricerca e sviluppo. Dato che la maggiore efficienzadi un impianto a ciclo combinato (che si utilizzi gas ocarbone) è basata sull’utilizzo delle turbine, non cosìfacilmente adattabili alla combustione oxy-fuel a causadella variazione nella composizione del flusso di gas, cisono stati meno progressi in questo ambito. Cionono-stante, si sta attualmente testando un progetto che pre-vede l’utilizzo di turbine con una corrente riciclata riccain acqua.

Una variante del processo oxy-fuel utilizza ossigenofornito come ossido di metalli piuttosto che sotto formadi gas di ossigeno puro. Nella tecnica nota come Chem-ical Looping Combustion (CLC) il combustibile vienefatto reagire con ossido di metalli, di norma in un reat-tore a letto fluidizzato, quindi ossidando il combustibi-le e riducendo l’ossido di metalli. Il metallo deve esse-re quindi nuovamente ossidato con esposizione all’ariaad alta temperatura. Questo processo ha luogo in unacoppia di reattori utilizzati alternativamente per ossida-re il combustibile e riossidare il metallo. Il modello èstato realizzato in laboratorio. Uno dei potenziali fatto-ri limitanti in questa tecnica è la durata delle particellesolide, ma recenti studi (Lyngfelt et al., 2005) hannodimostrato che è possibile svolgere migliaia di cicli connuovi materiali, suggerendo una potenziale applicazio-ne futura. Se verrà sviluppata con successo, questa tec-nica potrà consentire, al pari di altri processi oxy-fuel,la produzione di un flusso ad alta concentrazione di CO2

senza ulteriore separazione, mentre si eliminerebbe lanecessità di separazione in aria con le tecniche conven-zionali.

Tecniche di separazioneIn termini generali ci sono quattro tipi di tecniche di

separazione che sono state sviluppate, o si stanno svi-luppando, per separare il CO2 dalla corrente di gas: adsor-bimento a opera di solventi, adsorbimento a opera disostanze solide, membrane e criogenia.

Adsorbimento con solventiI solventi possono essere suddivisi in due classi, chi-

mici e fisici, sebbene nella pratica ci siano delle misce-le tra questi due tipi. I solventi chimici, come monoeta-nolammina (MEA), dietanolammina (DEA) e miscelebrevettate, sono stati sviluppati dalle industrie chimichee del petrolio per rimuovere il solfuro d’idrogeno e ilCO2 dalla corrente di gas. La corrente di gas contenteCO2 (ossia la corrente di gas di combustione nelle appli-cazioni post-combustione) passa attraverso una colon-na di lavaggio, dove i solventi dissolvono una gran quan-tità di CO2. La restante parte del getto di gas fuoriescedalla colonna di lavaggio e finisce nell’atmosfera. Ilsolvente ricco in CO2 viene quindi riscaldato, rilasciandoCO2 a elevata purezza, per essere poi riutilizzato in

quanto privo di CO2. Utilizzando MEA può essere rag-giunta una rimozione fino al 98% del CO2 con una purez-za superiore al 99%. La fig. 3 mostra un diagramma sem-plificato di una centrale elettrica a ciclo combinato a gasnaturale con un sistema di cattura di CO2 post-combu-stione. Metodi di separazione simili possono essere appli-cati anche a impianti di generazione di corrente alimen-tati a carbone, ma con l’aggiunta di alcuni trattamentipreliminari di pulitura dei gas di combustione.

L’energia richiesta per la rigenerazione del solventeè uno dei principali problemi legati all’utilizzo di que-sta tecnica di separazione, poiché può avere un impattosignificativo sull’efficienza generale del sistema. I sol-venti ad ammine furono sviluppati originariamente pertrattamenti in ambiente riducente; l’applicazione ai gasdi combustione prodotti da centrali elettriche (ossia inambiente ossidante) può portare alla loro degradazione,a meno che non vengano introdotti appropriati inibitori,i quali fanno lievitare i costi. Anche in questo caso siavrà una parziale degradazione del solvente, e lo smal-timento dei solventi di scarto può rappresentare un pro-blema non indifferente.

Numerosi impianti utilizzano solventi ad ammineper catturare il CO2 dalle correnti di gas di combustio-ne; un esempio è rappresentato dalla centrale elettricaalimentata a carbone Warrior Run negli Stati Uniti, incui 50.000 t/a di CO2 vengono catturate e utilizzate nel-l’industria alimentare.

Il miglioramento dei solventi e il perfezionamentodella progettazione delle colonne di lavaggio e dei rige-neratori dei solventi potrebbero ridurre le richieste dienergia di almeno il 40% rispetto alle prestazioni attua-li (Roberts et al., 2005). C’è un considerevole interesse


SOSTENIBILITÀ

gene

rato

redi

vap

ore

catt

ura

di C

O2

turbine a gas turbinaa vapore

N2, O2, H2Oin atmosfera

aria

CO2 versoil serbatoiodi stoccaggio

gasnaturale

fig. 3. Diagramma schematico di una centrale con ciclo combinato con turbina a gas dotato di sistema di cattura post-combustione di CO2 (IEA GHG, 2001).

nell’utilizzo delle ammine steariche, che vantano buonecaratteristiche di adsorbimento e deadsorbimento.

La seconda classe di solventi, i solventi fisici, siaffida all’adsorbimento fisico del CO2 per catturare ilgas; la rigenerazione è ottenuta riducendo la pressio-ne, evitando dunque un elevato consumo di calore neiprocessi di lavaggio delle ammine. Questo rende l’uti-lizzazione dei solventi fisici, come il Selexol, la tecni-ca preferita in impianti che funzionano ad alte pres-sioni, come la corrente di gas di sintesi (syngas) gene-rato da un gassificatore seguito da un convertitore diCO (v. ancora fig. 2), in cui la concentrazione di CO2

sarebbe di circa il 35-40% a pressioni di 20 bar o più.Tuttavia, se da un lato il dispendio energetico della sepa-razione con solventi fisici non è elevato tanto quantoquello della separazione con solventi chimici, dall’al-tro la depressurizzazione del solvente risulta ancorapenalizzante dal punto di vista energetico. Il lavaggiodi CO2 con solventi fisici è una tecnica ben consolida-ta in ambito industriale.

Adsorbimento con sostanze solideLa separazione dei gas per adsorbimento su una

sostanza solida, come la zeolite o il carbone attivo, èun’altra tecnica ben sperimentata. Infatti, essa viene uti-lizzata in ambito commerciale per purificare l’idrogenoe il gas naturale rimuovendo CO2.

La miscela di gas circola attraverso un letto di riem-pimento costituito da particelle di adsorbente finché ilgas prodotto non raggiunge una concentrazione di equi-librio, quando il letto ha adsorbito quanto più CO2 pos-sibile. Il solido adsorbente viene quindi rigenerato siaper riduzione della pressione (ossia PSA, Pressure SwingAdsorption) sia per aumento della temperatura (TSA,Temperature Swing Adsorption). La tecnologia PSA puòessere utilizzata nelle applicazioni che fanno uso dei sol-venti fisici. Tuttavia, nelle applicazioni su impianti digenerazione dell’energia elettrica, le tecnologie TSAsono economicamente più vantaggiose delle PSA. Perquesto tipo di funzione la tecnologia TSA ha attrattivelimitate perché, a parità di costi generali, la quantità diCO2 che può rimuovere è considerevolmente inferiorerispetto a quella rimossa con i solventi chimici.

L’adsorbimento con sostanze solide non è sufficien-temente attraente per una separazione su vasta scala delCO2 dai gas di combustione, in quanto il rendimento ela selettività al CO2 dei materiali disponibili sono bassi.Ciononostante, l’adsorbimento con sostanze solide potreb-be avere una funzione in combinazione con altre tecno-logie di separazione.

MembraneLe membrane per la separazione del gas permetto-

no a un elemento della corrente di gas di passare attra-verso una membrana più velocemente rispetto agli altri

componenti. Ci sono differenti tipi di membrane di sepa-razione del gas, che includono membrane di ceramicaporosa, membrane al palladio, membrane polimeriche ezeoliti. Le membrane vengono già utilizzate per separa-re il CO2 dal getto di gas naturale. Le membrane poli-meriche potrebbero essere utilizzate per applicazioni abassa temperatura, come la rimozione del CO2 dalle cor-renti di gas di combustione. Le membrane di ceramicae al palladio possono essere più utili nelle applicazioniad alta temperatura e/o alta pressione, che possono esse-re molto interessanti per la separazione di H2 (per esem-pio, come parte di un processo di decarbonizzazione pre-combustione). Si stanno sperimentando alcuni processiinnovativi con membrane di ceramica che permettereb-bero la conduzione degli ioni dell’ossigeno ad alta tem-peratura (come anche il trasferimento di calore) con l’o-biettivo di raggiungere un processo di combustione ditipo oxy-fuel (Sundkvist et al., 2005).

Le membrane tipicamente non possono raggiungereelevati gradi di separazione, dunque sono generalmentenecessari degli stadi multipli oppure una delle correntiprodotte deve essere riciclata. Questo porta a un incre-mento della complessità del processo, a un maggioreconsumo di energia e a un aumento dei costi. Per pro-durre CO2 estremamente puro possono essere necessa-rie diverse membrane con differenti caratteristiche. Unadattamento di questa tecnica consiste nell’utilizzare unamembrana coadiuvata da solvente, sviluppata per com-binare le migliori caratteristiche delle membrane e dellavaggio con solvente. È necessario un ulteriore lavoroper lo sviluppo delle membrane prima che esse possanoessere utilizzate su vasta scala per la cattura di CO2 nellecentrali di produzione dell’energia elettrica.

CriogeniaUn’altra tecnica consolidata, che utilizza la bassa

temperatura per raffreddare e condensare il CO2, puòrappresentare un modo efficace di separare il biossidodi carbonio. La separazione criogenica è ampiamenteutilizzata in commercio per correnti che già possiedonoalte concentrazioni di CO2 (di norma superiori al 90%),ma non per correnti più diluite. Il maggiore svantaggionella separazione criogenica è rappresentato dalla quan-tità di energia richiesta per fornire la refrigerazione, ilche la rende una tecnica non appropriata per correnti digas con basse concentrazioni di CO2. Altri componentidel gas, come l’acqua, devono essere rimossi prima delraffreddamento della corrente di gas per evitare occlu-sioni. La separazione criogenica ha il vantaggio di per-mettere la produzione diretta di CO2 allo stato liquido,necessario per alcune opzioni di trasporto, come quellovia nave. La migliore applicazione della tecnica crioge-nica si ha con alte concentrazioni di CO2 e gas ad altapressione, come nei processi di cattura precombustioneo nella combustione oxy-fuel.



Altri metodi di separazioneAltre idee sono state proposte per separare il CO2

dalle correnti di gas, e alcune di queste sono in via disviluppo:• un metodo alternativo per rigenerare gli adsorben-

ti fa uso di un campo elettrico. L’adsorbimento permezzo delle oscillazioni del campo elettrico fu svi-luppato per la preparazione del combustibile nuclea-re ed è stato recentemente studiato per la cattura diCO2;

• un’alternativa per separare il CO2 mira invece a sepa-rare il carbonio sotto forma di sostanza allo stato soli-do. Questo processo è tecnicamente possibile ma,rispetto ai processi di combustione che generano CO2,risente di un’intrinseca penalizzazione dal punto divista energetico perché l’energia potenzialmentedisponibile derivante dall’ossidazione del carbonionon viene sfruttata. In compenso, si pensava che ladisponibilità di carbonio allo stato solido potesse for-nire un prodotto di smercio, o che almeno potesseessere facilmente smaltito. Nella pratica, questi van-taggi non hanno concorso a rendere questa alterna-tiva economicamente valida;

• reattori di nuova generazione per il reforming e il pro-cesso di gassificazione incorporano membrane per larimozione di H2 per migliorare la reazione; questometodo è stato in fase di sviluppo per diversi anni manon è stato ancora sufficientemente provato.

Cattura in un impianto che utilizza biomassa come combustibile

Da quando sono stati considerati la principale opzio-ne per mitigare i cambiamenti climatici, la cattura e lostoccaggio di CO2 sono stati associati all’utilizzazionedei combustibili fossili. In linea di principio, è possibi-le catturare e stoccare il CO2 da una centrale che utiliz-za la biomassa come biocombustibile per la produzionedell’energia elettrica. In questo contesto la cattura e lostoccaggio di CO2 possono potenzialmente far rag-giungere la eliminazione totale delle emissioni di CO2

nell’atmosfera, a patto che essi vengano considerati nel-l’intero ciclo di vita di produzione della biomassa, dellosfruttamento degli impianti, della cattura e dello stoc-caggio di CO2. Il modo più efficiente di utilizzare la bio-massa per produrre energia elettrica sarebbe in un impian-to di tipo BIGCC (Biomass Integrated Gasification Com-bined Cycle). Questa tecnologia è ancora in via disviluppo, ma offre la prospettiva di un elevato rendimentorispetto a una combustione diretta. La cattura di CO2 puòessere incorporata in questo tipo di impianto analoga-mente a quanto avviene con un impianto di tipo IGCC,in special modo se il primo utilizza ossigeno per la gasi-ficazione (Audus e Freund, 2005). L’impatto complessi-vo legato al funzionamento di questo impianto verràdiscusso in seguito (v. par. 9.3.6).

Un modo più efficiente di utilizzare la biomassa con-siste nel mescolare il biocombustibile con il combusti-bile fossile e utilizzarli in grandi impianti convenziona-li dotati di sistemi di cattura e stoccaggio di CO2. Talemetodo è particolarmente attraente per impianti di pro-duzione dell’energia elettrica alimentati a carbone, invirtù delle loro grandi dimensioni e dei sistemi esisten-ti di trattamento del combustibile solido.

Fabbisogni energeticiLa cattura di CO2 comporta l’uso di energia, come

nella compressione a 110 bar per il trasporto. Questaenergia viene fornita, per esempio, dal vapore a bassapressione per rigenerare i solventi o dall’elettricità perfar funzionare il compressore. Di conseguenza, dalla cen-trale può essere distribuita una minore quantità di ener-gia. L’ulteriore compressione di CO2 per il trasporto e perl’iniezione nel serbatoio di stoccaggio può aggiungereuna quantità significativa, seppur minore, alle emissioniprodotte (con una corrispondente leggera riduzione del-l’efficienza del sistema). Al fine di comprendere l’effet-to che questo comporta sull’economia dell’impianto, ènecessario normalizzare a una produzione di riferimen-to, in modo tale che i costi e le emissioni associati al recu-pero del divario di produzione di energia elettrica o emis-sioni vengano opportunamente considerati. La conven-zione è che, nel confronto di impianti con e senza sistemadi cattura, la produzione nominale (per esempio, MW dielettricità) dovrebbe essere la stessa. Se questo non vienefatto, la comparazione può attribuire una convenienza aprogetti con una produzione ridotta (dovuta alla cattura)perché è difficile calcolare una possibile produzione man-cata. Di questa convenzione si tiene conto nella seguen-te discussione. Il risultato è che l’impianto con sistemadi cattura di CO2 sarà significativamente più esteso ecostoso di un impianto senza sistema di cattura.

L’efficienza termica (espressa come percentuale delLow Heating Value, LHV) e le emissioni di impianti diproduzione dell’energia elettrica (normalizzati a una pro-duzione di 500 MW), con e senza sistema di cattura delCO2, sono mostrati nella tab. 4. Con l’attuale tecnologiadi cattura, la riduzione dell’80-85% delle emissioni dimi-nuirebbe il rendimento dell’impianto di 6-10 punti per-centuali rispetto a un impianto simile non dotato di siste-ma di cattura. La riduzione del rendimento è minore inun impianto con ciclo combinato a gas naturale (NGCC,Natural Gas Combined Cycle) rispetto a un impianto acarbone polverizzato e supercritico con sistema di desolfo-razione dei gas di combustione (PF, Pulverized Fuel�FGD, Flue Gas Desulphurization), principalmente per-ché deve essere catturato meno CO2 per unità di elettri-cità prodotta. La penalizzazione in termini di rendimentoderivante dalla cattura del CO2 è minore in un impiantodi tipo IGCC rispetto a un impianto a carbone polveriz-zato, perché il gas da separare è a più alta pressione, la


SOSTENIBILITÀ

concentrazione di CO2 nel flusso di gas è maggiore e unaminore quantità di energia è necessaria per la rigenera-zione del solvente. L’entità della penalizzazione in ter-mini di energia dovuta alla cattura è una delle principa-li ragioni dell’interesse nello sviluppo di nuove tecno-logie per la cattura del CO2.

Dovrebbe essere notato che il confronto tra impian-ti simili con e senza sistema di cattura del CO2, comedetto sopra, è un modo conveniente per comprendere glieffetti della cattura su un particolare tipo di progetta-zione dell’impianto. Quando si considerano differentimetodi per ridurre le emissioni di gas serra in un impian-to (piuttosto che ottimizzare la progettazione di un sin-golo impianto), risulta meno indicato fare confronti conun tipo di impianto simile (v. par. 9.3.6).

9.3.4 Trasporto di CO2

Il serbatoio di stoccaggio può trovarsi a centinaia di chi-lometri lontano da dove il CO2 viene catturato, dunquele condutture possono essere utilizzate per trasportarnegrandi quantità. Comprimendo il CO2 a oltre 70 bar dipressione esso passa in uno stato chiamato ‘fase densa’,in cui il volume viene ridotto a circa lo 0,2% del volu-me del gas a temperatura e pressione normali. In questomodo, condutture ad alta pressione possono trasportareenormi quantità di CO2 utilizzando una tecnologia ben

conosciuta e consolidata. Attualmente sono in funzione2.500 km di tubature per il trasporto di CO2 (prevalen-temente negli Stati Uniti) con una capacità di 50 milio-ni di t/a di CO2 (Gale e Davison, 2003). La dimensio-ne di queste condutture è di norma compresa tra 300 e750 mm di diametro. La più lunga, la tubazione Cortez,arriva a 808 km.

Queste condutture sono costruite in acciaio dolce. Poi-ché il CO2, in presenza di acqua, può dar luogo alla for-mazione di acidi deboli, è necessario deidratarlo primadi introdurlo nella tubazione. Questa operazione non ècomplessa e, come risultato, il rischio di corrosione è esi-guo. In alcuni casi non è possibile deidratare il gas, par-ticolarmente laddove il CO2 viene utilizzato in progettidi recupero assistito di olio, nel qual caso possono esse-re costruite brevi condutture in acciaio inossidabile.

Il costo di spostamento del CO2 per mezzo di con-dutture è semplicemente funzione della distanza: appros-simativamente può essere espresso come dollari/t peruna specifica distanza. Il costo dipenderà anche dal tipodi terreno attraversato e, in particolare, dalla quantità diCO2 che dovrà essere movimentata. La fig. 4 mostra comeil costo di trasporto del CO2 in una conduttura vari infunzione della quantità coinvolta (il costo è indicato perdifferenti dimensioni della conduttura, ciascuna dellequali lavora a pieno carico). Nei primi progetti c’era unasingola conduttura che connetteva l’impianto di catturacon il serbatoio di stoccaggio, così com’è attualmente laconduttura tra Beulah nel Nord Dakota, Stati Uniti, eWeyburn nel Saskatchewan, Canada. Tuttavia, se il CCSdivenisse un sistema largamente utilizzato, probabilmenteverrebbero costruite delle reti di condutture in modo daconnettere molteplici sorgenti di CO2 ai siti di stoccag-gio. Queste reti migliorerebbero la flessibilità operativae ridurrebbero i costi attraverso le economie di scala.

Un approccio alternativo in mare aperto consiste nel-l’utilizzazione di navi. Queste sarebbero le più appro-priate per il trasporto di CO2 su lunghe distanze (mag-giori di 1.000-2.000 km). Attualmente, via nave vengono



tab. 4. Efficienza termica ed emissioni di CO2

da centrali elettriche con e senza sistema di catturadi CO2 (Davison et al., 2005; Roberts et al., 2005)

Efficienza(% LHV)

Emissioni CO2(g/kWh)

Impianti alimentati a carbone

PF�FGD 44,0 743

con cattura 34,8 117

IGCC – alimentate a secco 43,1 763


IGCC – alimentate con sospensioni di materiale solido

38,0 833


Impianti alimentati a gas

NGCC 55,6 379

con cattura (A) 47,4 66

senza cattura (B) 49,6 63

cost

o (d

olla

ri/t

)

0

21

3456789

diametro (m)0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

fig. 4. Costo di trasporto del CO2 per mezzo di condutture su una distanza di 250 km in funzione del diametro della condotta (assumendo un utilizzo a pieno regime, conduttura a terra, pressione �140 bar).

trasportate piccole quantità di CO2 (diverse migliaia ditonnellate). Si potrebbero anche costruire grandi navicisterna, simili a quelle utilizzate comunemente per iltrasporto di Gas di Petrolio Liquefatto (GPL). Potreb-bero anche essere utilizzate navi fintanto che non vengacostruita una rete di condutture, ma il rapporto costo/ton-nellata sarebbe necessariamente maggiore di quello perla corrispondente conduttura.

L’ubicazione degli impianti di trasporto del CO2

dovrebbe tenere conto del potenziale rischio legato alCO2 stesso. Sebbene non sia pericoloso a basse concen-trazioni (la concentrazione in atmosfera è di 360 ppm), adalte concentrazioni il CO2 è asfissiante. Poiché è più pesan-te dell’aria, tenderà ad accumularsi negli avvallamenti.Per minimizzare i rischi legati alla fuoriuscita, le condut-ture per il trasporto del CO2 devono essere fatte passarelontano dai grandi centri abitati e dovrebbero essere adot-tate nel progetto delle misure cautelative, comprendentivalvole di arresto automatico con una spaziatura suffi-ciente a limitare la quantità di CO2 rilasciata in caso dirottura. L’esperienza delle condutture esistenti indica cheesse hanno un numero di incidenti simile alle condutturedi gas naturale, ma senza le pericolose conseguenze difuoriuscita di gas esplosivo (Gale e Davison, 2003).

Uno stoccaggio intermedio del CO2 può essere neces-sario per far fronte a un rifornimento variabile. Adot-tando delle tecnologie simili a quelle utilizzate per il gasnaturale, l’etilene e il GPL, dovrebbero verificarsi pochiproblemi.

Sono state suggerite altre alternative per il trasportodel CO2, per esempio, renderlo una sostanza solida sotto

forma di CO2 idrato (un composto di CO2 e acqua). Seb-bene realizzabile, questo tipo di alternativa non sembraessere competitivo con le condutture per spedizioni suvasta scala. Anche mettere in conduttura l’intero flussodi gas di combustione (ossia senza nessuna separazio-ne) è impraticabile a causa dei costi energetici necessa-ri al pompaggio di una quantità così elevata di materia-le su una qualsiasi distanza, senza parlare delle dimen-sioni del serbatoio di stoccaggio che sarebbero necessarie(McDonald et al., 2005).

9.3.5 Stoccaggio di CO2

Per una cattura del CO2 in grado di modificare in manie-ra sostanziale le emissioni globali, i serbatoi di stoccag-gio devono avere una capienza sufficiente a trattenereuna frazione significativa delle emissioni globali di CO2

(attualmente di circa 25 Gt/a). La valutazione di moltetra le opzioni disponibili indica che a tal fine solo deter-minati serbatoi naturali hanno una sufficiente capienza.Questi serbatoi naturali rientrano in due categorie: ser-batoi associati a formazioni geologiche sepolte e serba-toi in mare profondo. In fig. 5 sono illustrate le princi-pali modalità di stoccaggio del CO2.

Per renderne efficace lo stoccaggio contro i cam-biamenti climatici, il CO2 deve essere immagazzinatoper diverse centinaia di migliaia di anni. Dunque ilrequisito fondamentale di ogni impianto di stoccaggioè che devono essere soddisfatte alcune condizioni, comela presenza di una barriera fisica, che garantiscano la


SOSTENIBILITÀ

oceanocondutturaconduttura

strati di carbonenon estraibile

giacimenti esauritidi olio e gas

acquiferi profondi salini

impianto di generazione dell’energiaelettrica dotato di sistema di cattura del CO2

fig. 5. Principali opzioni per lo stoccaggio del CO2in giacimenti naturali (IEA GHG, 2001).

permanenza del CO2 nel serbatoio. Lo stoccaggio delCO2 deve avere inoltre un basso impatto ambientale, uncosto contenuto ed essere conforme alle normative nazio-nali e internazionali.

Sono state proposte altre alternative per lo stoccag-gio del CO2, inclusa la possibilità di farne carbonati, ilche avrebbe il vantaggio di rendere il CO2 altamente sta-bile, oppure di stoccarlo sotto forma di ghiaccio seccoin depositi artificiali. Queste tecniche verranno discus-se brevemente di seguito.

Stoccaggio geologico in giacimenti esauriti di olio e gas

I giacimenti di olio e gas sono costituiti da rocce poro-se sormontate da rocce di copertura, che hanno spessouna forma a domo. A seguito di oltre un secolo di inten-so sfruttamento petrolifero, molti campi di olio e gas sistanno avvicinando, da un punto di vista economico, allafine della loro vita produttiva. Alcuni di questi giaci-menti esauriti possono funzionare come siti per uno stoc-caggio efficace del CO2. Essi hanno una serie di carat-teristiche particolarmente attrattive per questo scopo:a) bassi costi di esplorazione; b) i giacimenti sono trap-pole comprovate, che hanno ospitato liquidi e gas permilioni di anni; c) i giacimenti sono ben conosciuti dalpunto di vista geologico; d ) esiste il potenziale riutiliz-zo di alcune parti dell’impianto di produzione di idro-carburi per trasportare e iniettare il CO2.

Tuttavia, durante l’utilizzazione dei giacimenti perla produzione di olio e gas, la roccia di copertura potreb-be essere stata danneggiata dall’iniezione di fluidi (inclu-sa la successiva iniezione di CO2), oppure dalla perfo-razione attraverso la copertura per scopi di produzione.Fintanto che non viene certificata la sicurezza del ser-batoio, la storia del giacimento può far crescere la preoc-cupazione circa la compromissione della sua integrità.

Lo stoccaggio nel sottosuolo in giacimenti naturali èstato per molti decenni parte integrante dell’industria delgas naturale (usando campi di gas o di olio esauriti, o gliacquiferi). Il gas naturale, abitualmente, viene iniettato,immagazzinato ed estratto da centinaia di campi di stoc-caggio nel sottosuolo. Alcuni campi a gas esauriti pos-sono essere facilmente adattati per lo stoccaggio del CO2.

Aumento della produzione di olio e gas associato al CO2

Nella maggior parte dei campi a olio solo una partedell’olio originale viene recuperata usando metodi stan-dard di estrazione petrolifera. L’iniezione di CO2 all’in-terno di idonei giacimenti esauriti può far aumentare ilrecupero di olio del 10-15% dell’olio originariamente inposto. Questa tecnica, illustrata in fig. 6, è ormai affer-mata e viene chiamata Enhanced Oil Recovery (EOR).Se la tecnica viene usata in combinazione con lo stoc-caggio di CO2, la produzione aggiuntiva di olio può com-pensare in parte i costi di cattura e iniezione del CO2.



pozzo d’iniezionedel CO2

CO2

zonamiscibile

frontedell’olio

aumentodel recupero

olio

pozzo diproduzione

CO2 prodotto separato e reiniettato

fig. 6. Diagrammaschematico rappresentante un piano di aumento del recupero d’olioutilizzando il CO2(IEA GHG, 2001).

Circa 33 milioni di tonnellate all’anno di CO2 sonostati già utilizzati in più di 74 progetti EOR negli StatiUniti. La maggior parte di questo CO2 viene estratta daigiacimenti naturali, ma una parte viene catturata duran-te il processo di lavorazione del gas naturale e dalla pro-duzione di ammoniaca. Ulteriori 6 milioni di tonnella-te all’anno di CO2 sono stati iniettati in Turchia comeparte di un vasto progetto EOR con CO2. L’utilizza-zione di questa tecnica è iniziata negli anni Ottanta, mapiù recentemente una progettazione più complessa direcupero assistito, che utilizza il biossido di carboniocatturato, è iniziata nel campo di olio di Weyburn nelSaskatchewan, Canada. Il CO2 necessario in questo pro-getto viene catturato, secondo un vasto piano di gassi-ficazione del carbone, nel Nord Dakota, Stati Uniti, etrasportato per 300 km tramite condutture prima di esse-re iniettato nel campo di Weyburn. Attualmente si stan-no iniettando 5.000 t/d di CO2, ma con un uso poten-ziale più elevato. Un programma intensivo di monito-raggio, successivo all’iniezione di CO2, fornirà molteinformazioni su questo metodo di stoccaggio (Wilsone Monea, 2004).

L’incremento della produzione di gas non può esse-re ottenuto allo stesso modo durante gli ultimi stadi dellavita produttiva di un giacimento esaurito di gas, a causadel pericolo di contaminazione del gas con il CO2. Tut-tavia, nei primi stadi della vita di un giacimento di gas,il CO2 può essere iniettato per mantenere la pressionedi produzione, migliorando così il tasso di recupero delgas. Alla fine ci sarà la comparsa di CO2 nel gas pro-dotto, il che aumenterà la necessità di separare i duefluidi. Il primo giacimento progettato con questo inten-to è il complesso In Salah in Algeria (Bishop et al.,2005). In questo giacimento il CO2 separato viene rei-niettato in una parte del giacimento ben distante daipozzi in produzione. Un esempio simile, ma più picco-lo, è il giacimento in mare aperto K-12B nei Paesi Bassi(van der Meer et al., 2005). Per un po’ di tempo il CO2

è stato separato dal getto di gas prodotto prima di immet-tere il gas sul mercato. La reiniezione è iniziata nel 2004nell’ambito di un programma finalizzato alla compren-sione del comportamento del CO2 nel sottosuolo e deimetodi per monitorarlo.

Al fine di utilizzare i giacimenti di olio e gas per lostoccaggio del CO2 sarà necessario apportare alcuni cam-biamenti nelle procedure operative correnti. Per esem-pio, se l’obiettivo passa dalla produzione di olio allostoccaggio del CO2, la quantità di CO2 che deve essereiniettata e le operazioni sul giacimento saranno sostan-zialmente differenti rispetto a un programma di recupe-ro assistito. Infatti, in un progetto EOR l’operatore hainteresse a introdurre la minor quantità possibile di CO2,mentre, se l’aumento del recupero è subordinato allostoccaggio del CO2, l’operatore desidera iniettare piùCO2 possibile. Un’altra differenza si ha in termini di

proprietà del giacimento: la cessione della proprietà daun operatore autorizzato a un operatore interessato allostoccaggio è, finora, una procedura non sperimentata. Igiacimenti abbandonati contengono ancora una parte diolio e gas che potrebbe avere un potenziale valore eco-nomico se il prezzo dell’olio risalisse abbastanza o se letecnologie EOR fossero perfezionate. Dunque sarebbenecessario responsabilizzare chi opera nello stoccaggiodel CO2 per assicurarsi che questo non venga rilasciatoin futuro nell’atmosfera. Di tutti questi aspetti bisogneràtenere conto se si intende utilizzare i giacimenti esauri-ti di olio e gas per stoccare il CO2.

Una tecnica simile, che prevede l’incremento dellaproduzione di metano da letti di carbone tramite CO2,verrà descritta in seguito.

Stoccaggio geologico in giacimenti profondi di acque saline

Nel sottosuolo ci sono molti strati saturi d’acqua(acquiferi) che possono potenzialmente essere utilizza-ti per stoccare il CO2. Gli acquiferi che si vorrebberousare per questo scopo sono molto profondi, contengo-no acque saline e sono inadatti alla fornitura di acquapotabile. Per l’iniezione di CO2 in serbatoi profondi con-tenenti acque saline ci si servirebbe di tecniche simili aquelle utilizzate per i giacimenti di olio e gas non piùin uso.

Per lo stoccaggio del CO2 in questi acquiferi deveesserci una roccia di copertura impermeabile sopra lerocce serbatoio che permetta di intrappolare il CO2. Conil passare del tempo, una parte del CO2 si dissolverà nel-l’acqua dell’acquifero. In funzione della natura della roc-cia, il CO2 può reagire lentamente con i minerali e dareluogo alla formazione di carbonati, che in sostanza lobloccherebbero in modo permanente.

Attualmente si sta iniettando quasi un milione di ton-nellate all’anno di CO2 in un giacimento profondo diacque saline nella formazione di Utsira, nel settore nor-vegese del Mare del Nord (fig. 7). Questa formazione,che si trova a una profondità di circa 800 m, è costituitada sabbie e ha una vasta estensione areale nel Mare delNord. A queste profondità, il CO2 si trova nella sua fasedensa, ma è ancora meno denso dell’acqua di formazio-ne. Così galleggia nella formazione al di sopra dell’ac-qua e al di sotto della roccia di copertura. In questo caso,il CO2 deriva da un impianto per il trattamento del flus-so di gas naturale prima della sua immissione sul mer-cato. Nelle normali pratiche industriali questo CO2

dovrebbe essere disperso nell’atmosfera, invece lo si stastoccando nel sottosuolo. Quando quest’iniezione ebbeluogo, nel 1996, fu il primo caso di stoccaggio di CO2

in una formazione geologica con lo scopo di limitarel’emissione di gas serra, diventando di conseguenza ilprimo caso di stoccaggio di CO2 nel sottosuolo moni-torato su vasta scala (Baklid et al., 1996). Altri giacimenti


SOSTENIBILITÀ

di gas dove si sta applicando o si pensa di applicare taletecnica sono quello di Snøvhit (Norvegia) e quello diGorgon (Australia).

Stoccaggio geologico in letti di carbone non estraibile

Il CO2 può essere iniettato in appropriati letti di car-bone dove verrà adsorbito, in modo da essere bloccatopermanentemente, a patto che il carbone non venga maiestratto. Nel mondo ci sono vaste riserve di carbone, masolo una parte di queste può essere utilizzata per lo stoc-caggio del CO2, ovvero quelle che non verranno maiestratte.

Si ritiene generalmente che il CO2 spiazzi il metanoche risiede nel carbone, il quale può essere quindi cat-turato e utilizzato; questo meccanismo comporta l’in-cremento della produzione di metano da letti di carbo-ne indotto dal CO2 (fig. 8). Il carbone può adsorbire circail doppio del volume di CO2 rispetto al metano, sebbe-ne questo rapporto vari in funzione del tipo di carbonee della sua posizione. Questa tecnica è attualmente agliinizi e una stima attendibile della quantità di metano chepuò essere recuperata non è ancora disponibile. La faci-lità con cui il CO2 può essere iniettato all’interno del car-bone sarà determinata, tra gli altri fattori, dalla permea-bilità del carbone stesso. Sebbene il problema di carbo-ni relativamente impermeabili possa essere superatofratturandoli idraulicamente, il costo da sostenere indi-cherebbe probabilmente che nell’economia dello stoc-caggio potrebbe essere giustificato solo un piccolo miglio-ramento della permeabilità. Si potrebbe pensare che que-sto approccio porti a un incremento dell’emissione deigas serra, ma se il metano recuperato fosse stato bruciato

e il risultante CO2 reiniettato, il letto di carbone garan-tirebbe ancora uno stoccaggio residuo del CO2.

Attualmente, una notevole quantità di metano da car-bone viene prodotta negli Stati Uniti e altrove, ma fino-ra c’è stata solo una prova, su scala di produzione, diincremento della produzione associato al CO2, che haavuto luogo nella Allison Unit nel Nuovo Messico, StatiUniti. In questo sito sono state iniettate più di 100.000tonnellate di CO2 in un periodo di tre anni. Per diversianni, in Canada, l’Alberta Research Council ha con-dotto un test su un giacimento utilizzando varie mistu-re di CO2 e azoto; in Giappone è stata avviata un’inie-zione sperimentale; una prova d’iniezione è inoltre ini-ziata in Polonia nel 2004 nell’ambito di un progettofinanziato dalla Commissione Europea.



Sleipner ASleipner T

gas daSleipner ovest

pozzi d’iniezione e di produzioneSleipner est

pozzo d’iniezione di CO2 CO2

giacimento Sleipner est

formazioneUtsira

fig. 7. Iniezione di CO2nel serbatoio profondo di acque saline di Utsira. Il CO2 viene estratto dal gas naturale del giacimento Sleipner West prima che questo venga immesso sul mercato (per cortesia di Statoil).

CO2

CO2

CH4

produzionedi metano

carbone/gas CO2

catturata

centraleelettrica

roccia

livello di carbone

purificazione

fig. 8. Aumento della produzione di metano da strati di carbone utilizzando CO2 (IEA GHG, 2001).

Stoccaggio in oceanoIl più grande giacimento naturale di carbonio è l’o-

ceano, il quale attualmente ne contiene circa 50 volte piùdell’atmosfera. Il carbonio si trova principalmente informa solida sotto forma di carbonati, comprendendoscheletri e gusci di esseri viventi marini.

Il CO2 atmosferico viene continuamente scambiatocon quello che si trova nell’oceano come parte di un ciclonaturale. Con l’aumento della concentrazione di CO2

nell’atmosfera, causato dalle emissioni antropiche, c’èun flusso crescente di carbonio nell’oceano (che causal’acidificazione dell’acqua di mare); gli oceani stannoassorbendo circa 7 Gt/a di CO2 dall’atmosfera. Alla fine,una parte di questo carbonio è trasportata nelle profon-dità marine attraverso un meccanismo noto come ‘pompabiologica’ e lì verrà in parte trattenuta. In questo modogli oceani giocano un ruolo fondamentale nel limitare ilritmo di incremento dei livelli di CO2 atmosferico, tra-sportando il carbonio nelle profondità oceaniche, seb-bene la velocità con cui questo processo ha luogo nonsia sufficientemente alta per proteggere completamentel’atmosfera dall’aumento dei livelli di CO2.

Si è sostenuto che l’iniezione diretta di CO2 nelleprofondità oceaniche possa essere un modo efficace peraumentare la velocità con cui il CO2 antropico può rag-giungere le profondità marine. Tuttavia, il CO2 iniettatosarebbe in uno stato differente da quello prodotto dalpompaggio biologico, dunque il carbonio non sarebbestoccato con sicurezza. Nonostante ciò, questo approc-cio può aiutare a tenere il CO2 fuori dall’atmosfera persecoli, sebbene il tempo di ritenzione dipenderà dallaprofondità di stoccaggio e dalla posizione geografica.

Un fattore chiave che influenza la realizzabilità di unprogetto in questo campo è il possibile impatto ambien-tale dovuto al CO2 iniettato. In particolare, il disciogli-mento del CO2 negli oceani renderebbe l’acqua di marepiù acida. Questo sarebbe un potenziale pericolo per lavita marina e forse anche per il ciclo vitale degli orga-nismi marini. Di conseguenza è stato proposto un pro-getto per disperdere il CO2 alle medie profondità (1.000-1.500 m), possibilmente da una nave in movimento. Que-sto limiterebbe il processo di acidificazione così da nonpresentare rischi per gli organismi marini, a eccezione,forse, delle aree in prossimità del punto d’iniezione. Tut-tavia, non ci sarebbe una chiara procedura metodologi-ca per rilevare direttamente il CO2 trattenuto nell’ocea-no, il che può far nascere problemi sulla verifica dellequantità stoccate.

Un progetto alternativo prevede l’iniezione di CO2 sulfondale marino a grandi profondità (maggiori di 3.000 m),laddove la sua densità sarebbe maggiore di quella del-l’acqua circostante. Sulla superficie del CO2 si forme-rebbe uno strato di CO2 idrato che si dissolverebbe nelleacque marine circostanti. Il tasso di dissoluzione dipen-derebbe, tra le altre cose, dal fatto che il CO2 sia stato

messo al sicuro in una depressione o sia esposto alle cor-renti oceaniche. Dunque, il fatto di iniettare il CO2 inmare profondo non ne garantirebbe lo stoccaggio a vita,ma potrebbe essere in grado di trattenerlo per un temposufficientemente lungo da contribuire efficacemente allamitigazione dei cambiamenti climatici.

Un aspetto chiave dello stoccaggio in oceano è il suoimpatto ambientale; questo e il relativo stato giuridicoverranno discussi di seguito. Poiché questa tecnica èancora in una fase teorica ed è stata fatta pochissimaricerca sul campo, è improbabile che ve ne siano appli-cazioni in un futuro prossimo.

Altre opzioni di stoccaggioSono state proposte diverse altre opzioni per stocca-

re il CO2 catturato. Un progetto consiste nel farlo reagi-re con sostanze minerali naturali, come il silicato dimagnesio, per produrre carbonati che sarebbero stocca-ti permanentemente. Tuttavia, la quantità di minerali chedovrebbe essere estratta e stoccata sarebbe sostanzial-mente maggiore della quantità di CO2 e i costi sarebbe-ro molto più elevati rispetto allo stoccaggio di CO2 nellafase densa in giacimenti di olio e gas, negli acquiferi enegli strati di carbone. Un vantaggio di questa opzioneè che il CO2 sarebbe immobilizzato per tempi estrema-mente lunghi. In ogni modo, si sottolinea che questorisultato si ottiene anche iniettando CO2 nel sottosuoloin giacimenti che contengono minerali in grado di rea-gire con esso.

Le cavità sotterranee, come le miniere scavate in domisalini, possono essere ideate per stoccare il CO2. Questecavità sono utilizzate per lo stoccaggio a breve terminedel gas naturale e di specifici gas industriali, ma sareb-be necessario stoccare una quantità immensamente mag-giore di CO2 a tutela del clima, e la sfida più importan-te sarebbe l’escavazione di un numero sufficiente di cavitàa una profondità idonea.

Il CO2 in forma solida (ghiaccio secco) potrebbe esse-re stoccato anche in un magazzino appositamente pro-gettato (verosimilmente sulla superficie terrestre). Que-sto avrebbe bisogno di essere isolato termicamente perminimizzare il trasferimento di calore e la perdita di CO2

sotto forma di gas. Nessuna delle alternative proposteper lo stoccaggio di CO2 è stata trovata economicamen-te competitiva rispetto all’iniezione in giacimenti natu-rali, descritta precedentemente.

Un’altra opzione consiste nell’utilizzare il CO2 perpreparare sostanze chimiche o altri prodotti. In questomodo si potrebbe rendere il CO2 un prodotto con valo-re economico, contribuendo a compensare i costi dellacattura. Questa opzione potrebbe offrire dei vantaggirispetto ad altri modi di realizzare materiali simili, oppu-re potrebbe dar vita a un prodotto capace di sostituir-ne un altro la cui realizzazione causa una maggioreemissione di gas serra. Quando si considerano queste


SOSTENIBILITÀ

alternative nell’utilizzazione di CO2 è importante rico-noscere che, nella maggior parte dei casi, deve essereutilizzata dell’energia per convertire il CO2 in un pro-dotto finito. L’utilizzazione dell’energia ha come con-seguenza un’emissione di CO2, così, a meno che le emis-sioni extra siano significativamente inferiori alla quan-tità di CO2 catturato, applicando questa tecnica non cisarebbero benefici per il clima. È stato suggerito che l’u-rea e il dimetilcarbonato, per esempio, potrebbero esse-re prodotti in questo modo. Tuttavia, la quantità totale diCO2 che sarebbe utilizzata non è significativa in con-fronto ai bisogni globali di riduzione delle emissioni. Unaltro esempio di opzione suggerita consiste nella sosti-tuzione dei clorofluorocarburi con CO2 nella pulitura asecco. I clorofluorocarburi sono gas serra, quindi sareb-be utile ridurne le emissioni; tuttavia si stanno già attuan-do provvedimenti per diminuire queste emissioni conaltri mezzi, cosicché questa possibilità di sostituzionecon CO2 sta perdendo importanza.

Capacità di stoccaggio nei serbatoi geologiciAllo scopo di ridurre in maniera significativa l’e-

stensione dei cambiamenti climatici sarà necessario, daultimo, stoccare gigatonnellate di CO2 ogni anno. Il poten-ziale globale di stoccaggio di CO2 in strutture geologi-che, stimato dall’IEA (International Energy Agency)GreenHouse Gas R&D Programme (IEA GHG, 2001),è mostrato in tab. 5. Questi numeri, in accordo con lo

scenario di business as usual presentato dall’Intergo-vernmental Panel of Climate Change (scenario IS92a,uno dei sei pubblicati dall’IPCC nel 1995), possono esse-re paragonabili alle emissioni totali di CO2 previste trail 2000 e il 2050. Questo confronto mostra che il CCS èin grado di avere un impatto significativo sulle emissio-ni di CO2. Le stime per i serbatoi in acquiferi profondicon alto contenuto di sale sono state fatte nei primi anniNovanta. Valutazioni più recenti indicano che la capa-cità di stoccaggio nei giacimenti geologici della solaEuropa nordoccidentale può raggiungere le 800 Gt diCO2 (la maggior parte in acquiferi profondi). Attual-mente, si sta lavorando per migliorare l’accuratezza diqueste stime.

La capacità di stoccaggio dipende da una serie di fat-tori, dunque i costi di iniezione e stoccaggio possonovariare a seconda del tipo di serbatoio. Il costo dello stoc-caggio è funzione della capacità cumulativa totale; unesempio è mostrato in fig. 9 (a partire dal meno costo-so). Il grafico mostra che c’è un’ampia capacità dispo-nibile a costi più o meno simili; la stima dei massimivalori di capacità di stoccaggio usati in tab. 5 rappresentail punto in cui la curva dei costi si impenna bruscamen-te verso l’alto (a circa 20 dollari/t). La curva costi-capa-cità per lo stoccaggio in giacimenti di olio esauriti hauna forma simile a questa, ma la curva per lo stoccag-gio in strati di carbone non estraibile mostra un aumen-to dei costi più o meno monotono con la capacità (Freund,



cost

o de

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CO

2)

0

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160

capacità cumulativa di stoccaggio di CO2 (Gt)0 200 400 600 800100 300 500 700

fig. 9. Curva costi-capacità per lo stoccaggio di CO2 in giacimenti esauriti di gas nel mondo (Freund, 2001).

tab. 5. Capacità globale dei serbatoi geologici a immagazzinare CO2,confrontata con le emissioni globali stimate (IS92a) per 50 anni fino al 2050 (IEA GHG, 2001)

Opzioni di stoccaggioCapacità globale

CO2 (Gt) Emissioni fino al 2050 (%)

Giacimenti di olio e gas esauriti 820 40

Giacimenti di acque saline profonde 400-10.000 20-500

Letti di carbone non estraibile �15 �1

2001). La capacità di stoccaggio a basso costo è moltominore rispetto a quanto potrebbe suggerire la disponi-bilità globale di carbone; questo si riflette nel valore dellacapacità riportato nella tab. 5.

9.3.6 Costi e benefici

Ciascuna delle parti di un sistema di CCS può essere esa-minata singolarmente allo scopo di comprenderne i costi.Di conseguenza, il costo di cattura viene stimato sepa-ratamente dai costi di trasporto o stoccaggio (da notare,comunque, che la fase di cattura comprende la com-pressione iniziale del CO2). Poiché la tecnologia si basasu voci conosciute, le stime dei costi possono essere rica-vate con un’affidabilità relativamente alta, utilizzandole convenzionali procedure d’ingegneria chimica. Lestime rappresentative citate in letteratura hanno una accu-ratezza di circa il 25%; stime più raffinate sono racco-mandate solo quando si stanno considerando progettispecifici. Per ogni valutazione, devono essere definite lecondizioni rappresentative (per esempio, le dimensionidell’impianto, la sua localizzazione, il costo del carbu-rante, ecc.); inoltre, salvo ove diversamente dichiarato,quanto di seguito esposto è basato sui dati prodotti dal-l’IEA GreenHouse Gas R&D Programme, il quale hastabilito una serie di condizioni per la valutazione chesono state virtualmente mantenute per più di 15 anni,permettendo il confronto dei dati ottenuti da una serie distudi. Altre fonti di informazione sarebbero egualmenterilevanti, ma l’utilizzo di una sola fonte permette un rapi-do confronto tra le differenti opzioni. I dati dei costi pre-sentati in questo lavoro, che si riferiscono alla data rap-presentativa del 2004, sono tratti principalmente da ana-lisi svolte nei primi anni del 21° secolo.

Costi

Costi privatiI costi di possesso e funzionamento di un particola-

re impianto vengono qui riferiti come costi privati. Que-sti si differenziano dai costi esterni all’impianto, che sonoquelli imposti alla società dall’impianto al di fuori delsistema di mercato. I costi esterni verranno discussi diseguito.

I principali esempi qui presentati si riferiscono allaproduzione di energia elettrica, in quanto questo è real-mente il più ampio settore che si può avvalere del siste-ma di CCS. Si consideri un impianto per la produzionedi energia che abbia una produzione di 500 MW e siaoperativo con un carico minimo di esercizio di 7.500 oreall’anno. Esso è collocato sulla costa dei Paesi Bassi.Tutti i costi sono scontati del 10%. I costi del carburan-te sono di 1,5 dollari/GJ per il carbone e di 3 dollari/GJper il gas naturale.

Vengono qui considerati tre tipi di centrali elettri-che: quelle operanti con PF�FGD, quelle con ciclocombinato a gas naturale NGCC (che utilizzano entram-be la cattura post-combustione del CO2 con lavaggioin ammina) e quelle operanti con IGCC che utilizza-no il carbone come combustibile con cattura pre-combustione e lavaggi con solvente fisico Selexol. Sipuò avere un’idea delle dimensioni di queste centraliconsiderando la quantità di CO2 che viene stoccata:circa 2,2 milioni di t/a per l’impianto alimentato a gase 3,3 milioni di t/a per gli impianti PF�FGD e IGCC.In questa trattazione non vengono fatte assunzioniriguardo specifiche ubicazioni dello stoccaggio, ma siassume che sia in posto una grande infrastruttura peril trasporto del CO2, condivisa da impianti simili cheproducono CO2.

I costi correnti, con e senza cattura di CO2, per costrui-re centrali elettriche di tipo PF�FGD e IGCC sonomostrati nella tab. 6. Sono inclusi due differenti tipi diimpianti IGCC che riflettono i due maggiori settori nellosviluppo di questa tecnologia: alimentati a secco e consospensioni di materiale solido polverizzato in un liqui-do. La cattura del CO2 aumenta il costo capitale del-l’impianto PF�FGD (per una particolare produzione dienergia elettrica) di circa il 40% e del 25-35% per l’im-pianto IGCC.

Informazioni simili sul costo di costruzione di unimpianto NGCC sono mostrate in tab. 7, con e senza cat-tura post-combustione; le due varianti (A e B) mostra-no la differenza tra le tecnologie offerte dalle due mag-giori società che detengono i brevetti sulla tecnologia dilavaggio con solventi. Confrontata con un impianto senzacattura, l’aggiunta di un sistema di cattura del CO2 aumen-ta di circa il 75% il costo capitale di un impianto conciclo combinato a gas naturale.

L’impiego del sistema di cattura (con successivo stoc-caggio) fa evitare l’emissione di 1,2 milioni di t/a di CO2

nel caso di impianti NGCC e 2,7 milioni di t/a di CO2 nelcaso di impianti PF�FGD e IGCC.

I costi di trasporto e stoccaggio di CO2 compressosono bassi in confronto ai costi di cattura e compressio-ne. Le condizioni locali imporranno quanto lontano dovràessere trasportato il CO2. Il costo per trasportare in con-dutture decine di milioni di tonnellate di CO2 all’anno èdi circa 1-3 dollari/t per una distanza di 250 km e dipen-de dal tipo di terreno che la condotta dovrà attraversare,sommato ai costi del tratto in mare aperto. Il trasportoin nave può essere competitivo se si movimentano gran-di quantità di CO2 per lunghe distanze.

Lo stoccaggio in acquiferi salati profondi e in giaci-menti di olio e gas esauriti dovrebbe costare 1-3 dolla-ri/t di CO2, senza includere i costi del trasporto (Freund,2001). In alcuni casi, per esempio nel recupero assisti-to, l’iniezione di CO2 produrrà un profitto che potrà par-zialmente compensare i costi di cattura e stoccaggio, ma


SOSTENIBILITÀ

questo aspetto non verrà tenuto in considerazione in que-sta trattazione. Si presume che lo stoccaggio con altrimetodi sia molto più dispendioso: per esempio, lo stoc-caggio attraverso la formazione di carbonati può costa-re circa 80 dollari/t CO2, esclusi i costi della cattura(Freund, 2001).

Per altri costi, comprendenti il monitoraggio e la veri-fica di stoccaggio del CO2, ci si attende che siano tra-scurabili (meno di 1 dollaro/t CO2 stoccato) per grandiquantità di CO2 da stoccare.

Costi dell’elettricitàNello stabilire quale sarebbe il costo di funziona-

mento di questi impianti, è fondamentale assicurarsi chela quantità di energia erogata dall’impianto sia la stessadi un impianto senza sistema di cattura. Questo permet-te di confrontare direttamente le due opzioni, così da

chiarire l’entità dei costi aggiuntivi di cattura e stoccag-gio del CO2. Se l’energia erogata dai due tipi di impian-ti che si stanno confrontando non è la stessa, sarà neces-sario calcolare il costo che compensa questa differenza,come pure stimare le emissioni associate alla produzioneaggiuntiva. Pertanto, se può sembrare in qualche modoartificiale stabilire i costi di impianti differenti in base allacomparabilità dell’energia erogata, questo è di fatto il modopiù facile per eseguire stime accurate. Certamente, nelleapplicazioni pratiche l’impianto dovrebbe essere proget-tato secondo una selezione ottimale dei componenti (peresempio, utilizzando turbine di dimensioni appropriate) ein base alle richieste di mercato del prodotto (per esem-pio, l’elettricità). Il costo di produzione dell’elettricità (oquale che sia il prodotto) per un impianto di questo tipopuò essere stabilito con certezza, ma il costo per evitare leemissioni di CO2 non è molto facile da stimare.



tab. 6. Costo di una centrale elettrica alimentata a carbone con e senza sistema di cattura di CO2

e costo di generazione dell’elettricità(compresi il trasporto e lo stoccaggio del CO2; Davison et al., 2005; Roberts et al., 2005)

Costo capitale specificodella centrale(dollari/kWe)

Costo dell’elettricità(cents/kWh)*

Impianto alimentato a carbone

PF�FGD 1.222 4,4

con cattura 1.755 6,9

IGCC – alimentato a secco 1.372** 4,8**

con cattura 1.860** 7,0**

IGCC – alimentato con sospensioni di materiale solido 1.187** 4,5**

con cattura 1.495** 6,3**

* Costo del combustibile � 1,5 dollari/GJ (LHV); 10% tasso di sconto; 85% fattore di carico; vita dell’impianto di 25 anni** La stima dei costi da cui queste cifre sono state ricavate è stata eseguita in euro quando il tasso di cambio con il dollaro era vicino

a 1:1, cosicché le cifre sopra indicate sono state convertite in dollari con un tasso 1:1

tab. 7. Costo di una centrale elettrica alimentata a gas con e senza sistema di cattura del CO2

e costo di generazione dell’elettricità (compresi il trasporto e lo stoccaggio del CO2; Roberts et al., 2005)

Costo capitale specificodella centrale(dollari/kWe)

Costo dell’elettricità(cents/kWh)*

Impianto alimentato a gas

NGCC 499 3,1

con cattura (A) 869 4,9

con cattura (B) 887 4,8

* Costo del combustibile � 3 dollari/GJ (LHV); 10% tasso di sconto; 85% fattore di carico; vita dell’impianto di 25 anni

Il costo di generazione dell’energia elettrica è mostra-to nelle tabb. 6 e 7 e comprende una somma per il tra-sporto e lo stoccaggio pari a 8 dollari/t di CO2. Un impian-to di tipo PF�FGD senza cattura di CO2 è più econo-mico di un impianto IGCC (considerando la tecnologiacorrente); se viene inclusa la cattura, il costo di gene-razione dell’energia elettrica diviene simile tra unimpianto PF�FGD e un impianto IGCC alimentato asecco, mentre un impianto IGCC alimentato con sospen-sioni di materiale solido polverizzato è più economico.La fig. 10 mostra la variazione nel costo di generazionedell’elettricità con la cattura e lo stoccaggio di CO2 infunzione del costo del combustibile, per un impianto cheproduce 500 MW.

In fig. 11 sono illustrate le principali voci che appor-tano costi addizionali nella cattura di CO2 in un impian-to di tipo NGCC. Il principale fattore di aumento delcosto per la cattura del CO2 è la quota extra di capitaleinvestito. È da notare che anche la necessità di recupe-rare la diminuzione dell’energia erogata aumenta il costocapitale e richiede inoltre un consumo aggiuntivo di com-bustibile.

Costi di impianti CCS che utilizzano biocombustibileIl costo dell’energia prodotta utilizzando un impian-

to di tipo BIGCC è più del doppio (di circa 16 centesi-mi/kWh) se il CO2 viene catturato e stoccato nel sotto-suolo piuttosto che rilasciato nell’atmosfera (Audus eFreund, 2005). Questa conclusione è la stessa, sia chel’impianto non sia connesso a una rete di condutture e ilCO2 sia stoccato nel sito della centrale, sia che l’impian-to sia uno tra tanti, configurati in maniera tale che il CO2

catturato possa essere trasmesso tramite condutture con-divise a un grande serbatoio di stoccaggio comune. Que-sti costi sarebbero ridotti se tale tecnologia dovesse esse-re applicata in un paese in cui la produzione intensiva dibiomassa sia stata destinata alla generazione di energia e

di altri prodotti, abbassando così il costo della biomassa.Tuttavia, dovrebbe essere più attraente da un punto divista finanziario costruire nuove centrali convenzionalialimentate a biocombustibile piuttosto che incorporare ilCCS in un impianto alimentato a biocombustibile.

Costi esterniIl concetto di costi esterni viene utilizzato per descri-

vere i costi derivanti da ciascuna attività umana quandoil responsabile di questa attività non tiene pienamenteconto dell’impatto delle sue azioni sugli altri. Per esem-pio, l’emissione di particolato inquinante da una caldaiapuò influire sulla salute dei lavoratori e delle altre per-sone nelle immediate vicinanze, ma questo non viene dinorma considerato durante il processo decisionale riguar-dante gli investimenti privati sull’impianto e non c’è unmercato che stabilisca il valore di questi impatti. Que-sto fenomeno viene considerato esterno e i costi che essoimpone vengono ascritti come costi esterni. Alcuni studihanno applicato questo approccio nel considerare l’uti-lizzazione della cattura e stoccaggio di CO2 (IEA GHG,1996). Le conclusioni generali sono che i costi esternidi questi impianti dovrebbero essere esigui e che le deci-sioni di progettazione fatte sulla base dei costi privatinon cambierebbero se le valutazioni fossero basate suicosti esterni.

BeneficiI potenziali benefici derivanti dall’utilizzazione di

un sistema di CCS possono essere apprezzati in diversimodi, come verrà discusso di seguito, ma questi posso-no essere espressi solo in termini relativi. Ovviamente,in tutti i casi, tranne alcune eccezioni, l’introduzione nelprocesso di un sistema di CCS fa aumentare i costi difabbricazione del prodotto finale e riduce l’efficienza concui l’energia viene utilizzata nel processo. Dal momen-to in cui è generalmente accettato che l’obiettivo nello


SOSTENIBILITÀ

cost

o de

ll’e

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i/kW

h)

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2

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10

12

14

costo del combustibile (dollari/GJ)

IGCC

NGCC

PF�FGD

0 1 2 3 4 65

fig. 10. Costo di generazione dell’elettricità da una centrale fornita di un sistema di cattura del CO2:effetto del costo del combustibile per l’impianto (compreso il costo del trasporto e dello stoccaggio pari a 8 dollari/t di CO2 stoccato).

costo capitale51%

altri costi25%

carburante24%

costi extra dovuti alla cattura di CO2

fig. 11. Principali voci che contribuiscono ad aumentare il costo di cattura del CO2 in un impianto a ciclo combinato a gas naturale.

sviluppo di un processo produttivo viene raggiunto ridu-cendo i costi e aumentando l’efficienza, si ha la sensa-zione di andare nella direzione sbagliata: ossia, non cisono benefici derivanti dal CCS.

Tuttavia, questa affermazione non tiene conto deicambiamenti delle condizioni esterne laddove il proble-ma dei cambiamenti climatici diviene, giorno dopo gior-no, sempre più urgente. A un certo punto nel futuro diven-terà necessario rendere effettiva una strategia efficace dimitigazione dei cambiamenti climatici. Le incertezze cheriguardano questa esigenza si riferiscono a quando essadiventerà necessaria, a quanto dovranno essere ridotte leemissioni e a chi sarà coinvolto in questa azione. Allostato attuale le risposte a queste domande non si cono-scono. Una cosa chiara è che una strategia efficace dimitigazione dovrà prevedere numerosi provvedimenti,in altre parole uno specifico ‘portfolio’. Il CCS potreb-be costituire con ragione un’importante parte del portfo-lio. Il beneficio che ne deriverà sarà la riduzione del costonecessario a raggiungere un determinato obiettivo di miti-gazione delle emissioni. Un obiettivo spesso discusso èla stabilizzazione a 550 ppm della concentrazione di CO2

nell’atmosfera (ossia il doppio rispetto ai livelli prein-dustriali). Gli studi che utilizzano modelli predittivi inte-grati suggeriscono che il costo per far fronte a questoobiettivo nel 21° secolo potrebbe essere inferiore del30%, rispetto al raggiungimento dello stesso obiettivosenza l’utilizzo di un sistema CCS, se il sistema CCSvenisse considerato nel portfolio (Edmonds et al., 2001).Questo significherebbe un beneficio di valore signifi-cativo.

Se è richiesto l’idrogeno come vettore d’energia, laproduzione con combustibili fossili utilizzando un siste-ma di CCS sarebbe significativamente meno costosarispetto al ricavare l’idrogeno da fonti rinnovabili di ener-gia (Audus et al., 1996), dunque il costo risparmiato rap-presenterebbe un beneficio.

Un sistema CCS offre altri potenziali benefici in con-fronto ad altre opzioni di mitigazione dei cambiamenticlimatici: può essere implementato in un tempo relati-vamente breve su vasta scala (perché il suo utilizzo sibasa su una tecnologia consolidata), e potrebbe funzio-nare su infrastrutture per la produzione di energia costrui-te in tutto il mondo sviluppato.

Opzioni a confrontoUn parametro di grande interesse nell’ambito della

mitigazione dei cambiamenti climatici è il ‘costo evita-to’: in altre parole, la spesa per una quantità unitaria diemissioni evitata grazie all’utilizzazione delle opzioniche si stanno considerando. Il contributo che il CCS eser-cita sulla riduzione delle emissioni deve essere espres-so in termini di quantità di emissioni evitate, e non diquantità di CO2 catturato, dal momento che quest’ulti-mo non tiene conto dell’energia utilizzata nel processo

di cattura. Dovrebbe essere notato che il numero di ton-nellate di CO2 evitate non è lo stesso del numero ditonnellate di CO2 trasportate o stoccate, che è il para-metro che determina il costo di trasporto e d’iniezione.

Nel calcolare il costo delle emissioni evitate di CO2

è utile confrontare differenti opzioni dotate di sistema dicattura con un impianto simile senza tale sistema. Tut-tavia, questo non esprime con accuratezza il costo delleemissioni evitate in un impianto perché, per un deter-minato tipo di combustibile, possono esserci modi piùeconomici di catturare il CO2.

Un chiaro esempio di questo concetto può esser vistoutilizzando i dati dei costi per un impianto a carbonemostrati nella tab. 6 e i dati di emissione di CO2 in tab. 4.Da questi si può calcolare che il costo per evitare le emis-sioni di CO2 in un impianto di tipo PF�FGD con un siste-ma di cattura è di 40 dollari/t di CO2 evitato, mentre ilvalore corrispondente per un impianto di tipo IGCC è di26-34 dollari/t di CO2 evitato (per un impianto alimenta-to con sospensioni di materiale solido polverizzato o asecco, rispettivamente). In ciascuno di questi casi, il con-fronto è fatto con impianti simili senza sistema di cattu-ra. In ogni caso, se si vuole considerare il modo più eco-nomico di generare elettricità senza cattura di CO2, l’im-pianto di tipo PF�FGD offre il costo minore, e dunquedovrebbe essere preso come caso di riferimento per leanalisi. Calcolando il costo in base al confronto tra l’im-pianto con sistema di cattura e l’alternativa più economi-ca senza sistema di cattura, il costo delle emissioni evi-tate dell’impianto IGCC diviene pari a 32-40 dollari/t CO2

evitato. Dunque, se si usa il concetto di costo evitato comeriferimento, è fondamentale scegliere il caso di riferimentopiù appropriato per il confronto. Per evitare confusione,il modo migliore per esprimere i costi complessivi di taliimpianti è di utilizzare una coppia di parametri, cioè ilcosto del prodotto (per esempio, dollari/MWh) e le emis-sioni specifiche (per esempio, t CO2/MWh). Usando que-sti parametri, il costo delle emissioni evitate può esserecalcolato con relativa facilità qualunque sia il caso di rife-rimento scelto. La somma risultante per un impianto ditipo NGCC, rispetto a un impianto simile senza sistemadi cattura, è di 50 dollari/t di CO2 evitato.

Sviluppi futuriLa tecnologia di base per il CCS è ben consolidata

ed è stata oggetto di sviluppo per decenni. Ciononostante,questa nuova applicazione di cattura e stoccaggio delCO2 sta stimolando nuovi sviluppi, sia progressivi (comeil miglioramento dei solventi e un migliore sfruttamen-to del calore) sia innovativi (come metodi radicalmentedifferenti per produrre energia). Un lavoro per l’IEAGreenHouse Gas R&D Programme ha dimostrato che èpossibile, per tali impianti, ridurre il costo per generareelettricità del 20% nel corso dei prossimi 20 anni, consignificativi miglioramenti nell’efficienza energetica



(Davison et al., 2005). In precedenza, uno degli obietti-vi dei progettisti sarebbe stato quello di minimizzare icosti di generazione dell’energia. Attualmente, con larichiesta aggiuntiva di ridurre le emissioni di gas serra,le soluzioni ottimali di un tempo possono non essereappropriate a lungo termine. Per esempio, si consideri-no i casi dei due tipi di gassificatori IGCC menzionatinelle tabb. 4 e 6. Il tipo alimentato a secco fornisce unamaggiore efficienza del gassificatore alimentato consospensioni di materiale solido polverizzato (43% con-tro 38%). Tuttavia, la differenza di rendimento tra i duetipi di impianti è minore se si include un sistema di cat-tura del CO2. Allo stesso modo, gli specifici costi capi-tali aggiuntivi imposti dall’introduzione di un sistema dicattura sono minori nel caso di impianti alimentati consospensioni di materiale solido polverizzato. Il risultatoè che il costo dell’energia elettrica, molto simile nei duecasi senza cattura (v. ancora tab. 6), è considerevolmen-te differente introducendo la cattura di CO2, nel qual casoil sistema alimentato con sospensione di materiale soli-do polverizzato mostra costi più vantaggiosi. Questo sug-gerisce che il percorso ottimale di sviluppo non è l’otti-mizzazione dell’impianto, ossia dotarlo di un sistema dicattura; invece, l’impianto nel complesso, incluso il siste-ma di cattura del CO2, dovrebbe essere ottimizzato comeun tutt’uno.

9.3.7 Impatto ambientale, rischi,aspetti legali e consenso pubblico

Impatto ambientaleSebbene lo scopo del CCS sia la protezione del clima,

esso potrebbe plausibilmente avere un impatto ambien-tale che ne diminuirebbe i benefici. Al fine di verifica-re questa eventualità, dovrebbe essere fatta un’analisicompleta del ciclo di vita. Finora, sono state effettuatepoche analisi di questo tipo. L’IEA GreenHouse Gas R&DProgramme ha svolto, a metà degli anni Novanta, unostudio noto come ‘ciclo completo del combustibile’ (IEAGHG, 1996). Questo studio era mirato alla quantifica-zione delle emissioni in tutti gli stadi del processo e con-siderava le alterazioni risultanti dall’utilizzo di un dispo-sitivo di CCS, ma alcuni aspetti d’impatto ambientale,come lo scarico nell’acqua e lo smaltimento di materia-li solidi, non venivano presi in considerazione. Di segui-to, viene discusso il progressivo impatto derivante dallacostruzione e dall’utilizzo di un impianto di CCS, esa-minando separatamente ognuna delle tre parti che lo com-pongono.

Cattura. La cattura del CO2 avrà, in termini gene-rali, un impatto simile a quello prodotto da altri impian-ti chimici di simili proporzioni. Gli aspetti specificidipenderanno dai tipi di dispositivi usati per la cattura.

Si presume che i solventi amminici possano produrreflussi densi di materiale di scarto derivante dalla degra-dazione dei solventi; anche gli altri processi di separa-zione possono produrre flussi di materiale di scarto. Cisaranno inoltre emissioni residuali di CO2 e di altri gasdi combustione derivanti dal processo di combustione,acque di raffreddamento e/o getti d’aria di raffredda-mento, emissioni residuali dal processo di cattura e infi-ne l’impatto visivo dell’impianto ingrandito.

Trasporto. Il trasporto di CO2, nella maggior partedei casi verosimilmente attraverso tubazioni sotterranee,ha l’impatto maggiore durante la fase di costruzione del-l’impianto; se necessario, verranno costruiti in superfi-cie compressori messi in serie, cosicché ci potrebberoessere emissioni e un impatto visivo. In mare aperto, l’u-tilizzo di navi cisterna avrebbe un impatto molto mag-giore, che comprende la costruzione di scali e di attrez-zature temporanee di stoccaggio e le operazioni ivi con-dotte, come pure l’utilizzo del combustibile e le possibilifughe di gas durante le operazioni di carico e scarico.Ciononostante, ci si attende che, per molti aspetti, l’im-patto ambientale della fase di trasporto sarà minore del-l’impatto associato alla fase di cattura.

Stoccaggio. L’impatto dovuto allo stoccaggio del CO2

dipende anche dal modo con cui esso viene effettuato.Nel caso di stoccaggio in strutture geologiche, ci saran-no degli effetti negativi temporanei durante la perfora-zione dei pozzi d’iniezione, ma una volta terminata que-sta fase, ci si attende che le attrezzature di testa pozzosiano a basso impatto. Infatti, se il progetto Snøvhit conteste pozzo posizionate sul fondale marino avrà succes-so (Maldal e Tappel, 2004), altri progetti potrebbero uti-lizzare questa procedura, eliminando quindi ogni impat-to visivo dovuto all’iniezione del CO2 dalla superficie.L’iniezione di CO2 associata a progetti di recupero assi-stito di olio produrrebbe un impatto maggiore, in parti-colare dovuto all’acqua prodotta ma verosimilmenteanche a possibili emissioni non controllate. Una voltache il CO2 è nella roccia serbatoio, si presume che unagran parte sarà trattenuta per migliaia di anni. Nel casoin cui si fossero verificate delle fughe iniziali, questominerebbe alla base lo scopo principale di protezione delclima, e potrebbe danneggiare il ciclo vitale delle pian-te o anche degli animali, a seconda della località e del-l’entità della perdita. Comunque, si presume che l’im-patto ambientale legato all’iniezione per lo stoccaggiodel CO2 in strutture geologiche difficilmente possa esse-re maggiore dell’impatto legato al suo trasporto.

Stoccaggio in oceano. Per questo utilizzo, l’impattoambientale è probabilmente l’unico grande impedimen-to. Si presume che l’iniezione di CO2 in alte concentra-zioni a profondità maggiori di 3.000 m possa influiresignificativamente sulla vita degli organismi marini.Esperimenti recenti hanno mostrato che i pesci possononuotare lontano dalla sostanza iniettata, ma gli organismi


SOSTENIBILITÀ

più piccoli, soprattutto immobili, subirebbero verosi-milmente effetti molto negativi. Allo stato attuale, non èpossibile fare delle previsioni sull’entità dell’impattolegato all’immissione di CO2 in oceano, ma sarebbe neces-saria un’attenta valutazione prima di ogni seria propo-sta di applicazione di questa metodologia. L’alternativaè disperdere il CO2 in modo da non alterare troppo l’a-cidità delle acque marine a seguito dell’iniezione. Seb-bene questo limiterebbe l’impatto (a eccezione delleimmediate vicinanze del punto d’iniezione), si presumeche a lungo termine l’acidità del mare tenderebbe adaumentare con l’aumentare della quantità di CO2 iniet-tato. Comunque, va sottolineato anche che il livello diacidità sta aumentando a causa dell’aumento del livellodi CO2 nell’atmosfera, e dunque ogni tentativo di con-fronto deve considerare cosa accadrebbe altrimenti. Cio-nonostante, altri metodi per ridurre i livelli di CO2 nel-l’atmosfera (per esempio, utilizzando fonti alternative dienergia) possono essere ancora più in grado di ridurrel’acidità degli oceani, cosicché l’iniezione (con disper-sione) di CO2 in oceano verosimilmente potrebbe avereun grado di impatto ambientale intermedio.

Stoccaggio con minerali carbonati. In questo caso,la sicurezza dello stoccaggio sarà molto elevata, tant’èche non ci dovrebbero essere pericoli di fughe di CO2.Tuttavia, l’impatto ambientale più convenzionale potreb-be essere significativo, dal momento che la quantità dimateriale che deve essere stoccata sarà maggiore dellaquantità di minerali estratti. Dunque, l’impatto legato alfatto di dover distribuire una quantità non indifferente di

CO2 potrebbe essere considerevole. Ci sono inoltre pro-babili impatti ambientali derivanti dall’estrazione e daltrattamento dei minerali su vasta scala, che includonoemissioni in aria e in acqua, come pure la disponibilitàdei reagenti utilizzati, sebbene questi non siano ancorasufficientemente comprovati.

Un aspetto intimamente legato a questo argomentoè la sicurezza a lungo temine dello stoccaggio del CO2

oppure, in altri termini, il dubbio che il CO2 possa fil-trare fuori dal serbatoio. Questo argomento verrà discus-so separatamente perché, a causa dei lunghi tempi chepossono essere implicati, non è facilmente inseribile inuna stima convenzionale di impatto ambientale.

Sicurezza dello stoccaggioSe il serbatoio di stoccaggio è selezionato e proget-

tato nella giusta maniera, dovrebbero esserci minimepossibilità di fuoriuscita del CO2 iniettato. Questa discus-sione si concentra sullo stoccaggio in strutture geologi-che, dal momento che lo stoccaggio sotto forma di car-bonati dovrebbe essere sicuro per tempi lunghissimi,mentre lo stoccaggio in oceano è soggetto alle molteincertezze sopra descritte.

Come indicato in fig. 12, ci sono diversi percorsi attra-verso i quali il CO2 può fuoriuscire dal serbatoio geolo-gico. Si ritiene che la via di fuoriuscita più probabile siaubicata nelle vicinanze del pozzo di iniezione o di altripozzi che perforano la roccia di copertura. Poiché il nume-ro delle perforazioni è definito, queste dovrebbero esse-re facilmente localizzate e monitorate. Infatti, potrebbe



CO2

CO2

acque dolci

giacimentoacquasalmastra

acquasalmastra

sismicitàindotta

roccia dicopertura

frattura

faglia

pozzoabbandonato

pozzo

CH4 CO2

CO2

fig. 12. Possibili vie di fuga per il CO2da un serbatoio geologico(Damen et al., 2003).

essere installata una rete di stazioni di monitoraggio inprossimità dei pozzi in modo da dare l’allarme in casodi perdita di CO2 dai pozzi. Perdite attraverso altri even-tuali percorsi dovrebbero essere meno probabili, tutta-via potrebbero essere più difficili da monitorare.

RischiL’eventualità della fuoriuscita di CO2 può essere stu-

diata attraverso le procedure di valutazione del rischiostabilite in altri settori. Queste tecniche vengono utiliz-zate per stimare le possibilità di fuoriuscita e la proba-bilità di danneggiamento risultante; il prodotto di questifattori fornisce una stima del rischio del progetto. Allostato attuale, il lavoro sperimentale sta migliorando lacomprensione dei fattori più importanti e la loro esattaquantificazione.

Nel trattamento di CO2 l’attenzione si concentra prin-cipalmente fuori del confine dell’impianto di cattura.Data la potenziale pericolosità del CO2 in concentrazio-ni significative, la progettazione e il posizionamento dellecondutture devono tenere conto del potenziale rischioper la salute delle persone che lavorano nelle vicinanze.Per esempio, a intervalli regolari saranno necessarie val-vole di arresto automatiche, e la loro spaziatura deveessere tale da limitare la quantità di CO2 che può essererilasciata nel caso di rottura delle condutture. Come giàdetto, le condutture per il trasporto del CO2 sono sog-gette a rottura con frequenze simili a quelle delle con-dutture per il trasporto del gas naturale (la cui rotturapuò avere conseguenze molto più dannose).

Non ci si aspetta che un serbatoio di stoccaggio dinatura geologica possa subire una rottura catastrofica.Sebbene ci siano finora pochi esempi pratici in atto, duemolto simili aumentano la fiducia sulla ragionevolezzadi questa opinione. Il primo esempio riguarda lo stoc-caggio del gas naturale nei giacimenti di gas in disuso enegli acquiferi, attualmente praticato in modo diffuso inmolti paesi. In queste tecniche, il gas viene regolarmen-te iniettato e allontanato (il che può dar luogo a tariffepiù onerose di quelle che avrebbe lo stoccaggio del CO2).Nonostante ci siano state alcune perdite associate a que-sto particolare tipo di stoccaggio, queste sembrano esse-re dovute a sovrapressurizzazione del serbatoio e allamancata adesione al tipo di standard contemplati nellostoccaggio del CO2.

Il secondo esempio riguarda l’esistenza di giacimentidi CO2 di origine naturale. In alcune località il CO2 diorigine naturale è rimasto conservato in formazioni geo-logiche per decine di migliaia di anni o più. Di fatto, que-sti giacimenti forniscono la maggior parte del CO2 utiliz-zato nei programmi di EOR. Questi giacimenti testimo-niano la capacità delle rocce con caratteristiche appropriatedi trattenere il CO2. Se questa capacità può essere ripro-dotta in magazzini artificiali, questi possono immagaz-zinare CO2 come misura preventiva di mitigazione dei

cambiamenti climatici. In alcuni casi il CO2 di originenaturale fuoriesce dai giacimenti, ma lentamente. Que-sti giacimenti non costituiscono ovviamente delle buonealternative per lo stoccaggio del CO2, ma servono a dimo-strare che persino i giacimenti con perdite non costitui-scono necessariamente una minaccia per la vita dell’uomoo per l’ambiente locale, dal momento che gli abitanti diparticolari aree (per esempio, in Italia e in Grecia) hannoimparato a vivere in prossimità di queste sorgenti natu-rali di CO2 (Beaubien et al., 2005).

Aspetti legaliSembrerebbe che la maggior parte degli aspetti del

processo di CCS, riguardando principalmente la tecno-logia esistente, non abbia caratteristiche di natura parti-colare in termini di legislazione. Fa eccezione l’iniezio-ne di CO2 in acque oceaniche e nei sottostanti fondali.Diverse convenzioni internazionali sembrano in appa-renza regolamentare lo stoccaggio del CO2 nei fondali.La più generale di queste è la Convenzione delle Nazio-ni Unite sulla legge del mare (UNCLOS, United NationsConvention on the Law Of the Sea) del 1982. Altre con-venzioni più strettamente rilevanti includono la Con-venzione di Londra sulla prevenzione dell’inquinamen-to marino del 1972 (con il suo Protocollo del 1996) e leconvenzioni regionali collegate, come la Convenzioneper la protezione dell’ambiente marino dell’Atlanticonordorientale (OSPAR, OSlo PARis). In aggiunta, ci sonoconvenzioni internazionali riguardanti la movimenta-zione di scorie nocive (per esempio, la Convenzione diBasilea del 1989) che possono, in linea di principio, inte-ressare il trasporto di CO2.

L’interpretazione di queste convenzioni dipende dauna serie di punti, tra i quali: se l’attività è lo stoccag-gio o la discarica; se può essere accettata, tranne che peri rifiuti derivanti dalle normali attività delle attrezzatu-re in mare aperto; se particolari convenzioni regola-mentano o meno i giacimenti sotto il fondo marino; seil CO2 è considerato uno scarto e, in caso affermativo,se è nocivo; il modo di trasporto del CO2 al sito di stoc-caggio, ecc. Molti di questi punti sono attualmente sottoesame, ma ancora non è disponibile una loro valutazio-ne finale.

Recentemente, uno specifico gruppo di giuristi e lin-guisti ha esaminato il significato della ConvenzioneOSPAR in merito allo stoccaggio del CO2 sotto il fon-dale marino. Sebbene il testo riguardi il fondale marino(e alcune considerazioni non possano essere applicate aigiacimenti profondi al di sotto di esso), l’interpretazio-ne della convenzione da parte dei suddetti specialistisembra accettare che i suoi provvedimenti si applichinoallo stoccaggio del CO2 in strutture geologiche al di sottodel fondale marino. Le decisioni sull’interpretazione diquesta convenzione spetteranno alle autorità competen-ti (ossia i governi nazionali), ma l’interpretazione del


SOSTENIBILITÀ

testo della convenzione dovrebbe alla fine spettare allaCorte internazionale di giustizia.

Le implicazioni della Convenzione OSPAR sembre-rebbero permettere l’iniezione di CO2 in oceano o sottoi fondali oceanici per scopi sperimentali. Inoltre, sem-brerebbe che la sua collocazione in aree marittime nonsia proibita se viene fatta direttamente da terra attraver-so una serie di condutture. L’approvazione dello stoc-caggio in base alla Convenzione OSPAR sembra dipen-dere dal metodo e dallo scopo della collocazione del CO2,piuttosto che dagli effetti che l’iniezione avrebbe sul-l’ambiente marino. Le conoscenze attuali sembrano indi-care che l’iniezione di CO2 per l’EOR non sarebbe proi-bita e che l’iniezione per stoccaggio sarebbe accettabi-le (se strettamente controllata) da fonti di CO2 in mareaperto; viceversa non sarebbe permesso iniettare CO2

derivante da sorgenti a terra.Le decisioni prese nell’ambito della Convenzione

OSPAR, sebbene questa riguardi solamente l’Atlanticonordorientale, potrebbero essere rilevanti per l’interpre-tazione di altre convenzioni, in base alla sua stretta rela-zione con la Convenzione di Londra e con le conven-zioni regionali.

Per quanto concerne la parte a terra, una serie di rego-lamentazioni nazionali, leggi e standard darà origine aspecifiche richieste in merito a tutti gli aspetti del pro-cesso di CCS. Gli standard nazionali e industriali in vigo-re che riguardano il CO2 e il trasporto in condutture degliidrocarburi coprono tutte le questioni chiave di questiargomenti. Tali standard potrebbero formare la base peruna regolamentazione internazionale sul trasporto delCO2 in condutture. Inoltre, sono sotto esame delle pro-poste per sviluppare, in riferimento alle condutture, ununico sistema di standard internazionale per le opera-zioni in mare aperto e a terra.

Esistono pochi standard in relazione allo stoccaggiodel CO2 in serbatoi geologici. Le normative attualmen-te in vigore sono state sviluppate per venire incontro abisogni locali, come quelle per lo smaltimento dei gasacidi in Canada. Le migliori procedure industriali sonoin via di definizione in progetti pilota tuttora in atto. Poi-ché è stato riconosciuto che l’assenza di linee guida perlo stoccaggio di CO2 costituirebbe un ostacolo al miglio-ramento di questa tecnologia, si sta attualmente consi-derando lo sviluppo di linee guida per stoccare CO2 instrutture geologiche.

Nell’ambito della Convenzione OSPAR l’iniezionedi CO2 in oceano non è stata oggetto di dettagliata disa-mina come lo stoccaggio al di sotto dei fondali marini.Le decisioni riguardanti questo approccio cambieran-no in base al fatto che l’iniezione in oceano sia consi-derata un’attività a cui si applicano le leggi nazionali(sarebbe il caso dei paesi nella zona economica esclu-siva), oppure che l’iniezione sia fuori dalle giurisdi-zioni nazionali, nel qual caso ricadrebbe sotto le leggi

internazionali. La Convenzione di Londra e il suo Pro-tocollo del 1996 (quando entra in vigore) riguardano losmaltimento delle scorie industriali in oceano e sem-brano verosimilmente limitare l’iniezione diretta di CO2

prevalentemente a scopi di ricerca.

Consenso pubblicoL’aspetto della legalità può influenzare il modo in

cui la tecnologia del CCS viene percepita dal pubbliconella sua generalità ma, al momento in cui scriviamo,ben poco si sa circa la sua reazione sull’argomento. Acausa della sua novità, in linea generale non si sa moltosu questa tecnologia, con qualche notevole eccezione(per esempio, la Norvegia). In molti altri paesi si discu-te sempre più frequentemente di questa tecnologia suimezzi di comunicazione, contribuendo ad aumentare leconoscenze del pubblico. A causa della natura non com-merciale di questa applicazione, c’è poco incentivo daparte dell’industria a sondare la risposta del pubblico,cosicché questo aspetto è portato avanti da ricercatoriin ambito accademico (Gough et al., 2002). I risultatiiniziali suggeriscono che potrebbe esserci un’approva-zione del CCS da una parte del pubblico se la tecnolo-gia fosse parte di una strategia integrata di mitigazionedegli effetti dei cambiamenti climatici, sebbene alcunepersone preferiscano altri metodi, come le fonti rinno-vabili di energia.

9.3.8 Monitoraggio, verifica e richieste commerciali/regolatorie

Il sistema di CCS sarà monitorato per una serie di ragio-ni. In aggiunta alla normale procedura industriale dimonitoraggio delle operazioni dell’impianto, la possibi-lità di rilevare possibili fuoriuscite è necessaria anche alfine di proteggere la salute delle persone che operanonelle vicinanze dell’installazione e le condizioni ambien-tali locali. Inoltre, il monitoraggio del CO2 sarà richie-sto nell’ambito dei programmi nazionali di gestione delleemissioni dei gas serra e, se adatto, allo scopo di rag-giungere le assegnazioni delle emissioni nazionali. Perdi più il monitoraggio sarà parte intrinseca di ogni pianodi riduzione delle emissioni legate ad attività commer-ciali (ossia che rilasciano carbonio), le quali necessita-no di verifiche sullo stoccaggio sicuro e protetto del CO2.

Rilevazione di fugheCiascun impianto di trattamento del CO2 sarà moni-

torato per ragioni operative, non da ultimo proteggere ilavoratori che vi operano. Allo stato attuale, questa èuna pratica standard per ciascuna installazione di trat-tamento del CO2. Per contro, le fughe di CO2 dal ser-batoio di stoccaggio, in particolare fughe lente che non



rappresentano pericolo per le persone o per le condi-zioni ambientali locali, presentano aspetti relativamen-te nuovi. Al fine di preservare i benefici derivanti dallaprotezione del clima, il CO2 deve restare nel serbatoiodi stoccaggio per migliaia di anni. Si pensa che questosia possibile in modo perfetto nel caso di stoccaggio instrutture geologiche. In alcuni giacimenti naturali il CO2

è rimasto conservato per tempi geologici. Tuttavia, rile-vare piccole fuoriuscite sulla scala di questi tempi richie-derebbe l’acquisizione di dati misurati con grande pre-cisione. In particolare, sarà necessario distinguere ognifuga di CO2 dal serbatoio di stoccaggio dai livelli delleemissioni naturali di fondo. Questo può esser fattomediante l’analisi isotopica, sebbene essa possa esse-re utilizzata solo in specifiche località (ossia non perprospezioni su vaste aree). In alternativa, possono esse-re raccolti campioni sotto il livello del suolo dove leemissioni di fondo dovrebbero essere molto ridotte.Analogamente al processo di stoccaggio nel sottosuo-lo del gas naturale, il monitoraggio delle formazionisovrastanti il serbatoio, come nel caso degli acquiferiprofondi, viene utilizzato per rilevare l’aumento dellaconcentrazione di gas. Un approccio simile può essereapplicato allo stoccaggio del CO2. Un’altra opzione con-sisterebbe nell’includere un tracciante nel CO2, che ren-derebbe la rilevazione più accurata da parte dei dispo-sitivi posti sul terreno.

Stima delle emissioni nazionaliUn punto chiave nell’ambito degli impegni mondia-

li mirati alla riduzione delle emissioni dei gas serra è unaccordo internazionale che stabilisca i livelli di riduzio-ne delle emissioni che devono essere raggiunti per unacerta data. Il primo di questi accordi è il Protocollo diKyoto nella Convenzione quadro delle Nazioni Unite sulcambiamento climatico, il quale è entrato in vigore il 16febbraio 2005 con un accordo tra 128 Stati e organizza-zioni regionali (da allora molti altri l’hanno ratificato).Le agenzie nazionali responsabili della divulgazione pres-so le autorità competenti sullo stato delle emissioni basa-no le loro informazioni su delle linee guida stabilite dal-l’IPCC.

Avendo convenuto sugli obiettivi di riduzione delleemissioni di CO2, il Protocollo di Kyoto fornisce le basiper gli obiettivi nazionali e i provvedimenti atti a rag-giungere questi obiettivi. Inoltre, mette i provvedimen-ti internazionali in condizione di ridurre le emissioni,introducendo tre tipi di provvedimenti, i cosiddetti ‘mec-canismi flessibili’chiamati: Emission trading, Joint imple-mentation e Clean development mechanism. Nessuno diquesti tiene conto in modo particolare del CCS e, perquello che si sa, i progetti di CCS potrebbero essere rico-nosciuti in ciascuno di questi meccanismi, sebbene, inogni caso, debba essere fatto molto di più per stabilirele procedure e i protocolli necessari.

Monitoraggio per la compravendita delle quote emissioni

Le normative che regolano il meccanismo Emissiontrading (e gli altri meccanismi del Protocollo di Kyoto)impongono la necessità del monitoraggio. Le linee guidadell’IPCC stabiliscono come procedere. Sebbene non siaancora chiaro se le linee guida dell’IPCC includano ilCCS, si presume che possano essere adattate alla gestio-ne della nuova alternativa. Può essere possibile accerta-re, per quanto riguarda il movimento del CO2 nel siste-ma CCS, la quantità di CO2 coinvolto nel processo, alme-no tanto quanto vengono accertate, allo scopo di ridurnel’entità, le quantità di altre emissioni. I maggiori puntidi discussione riguarderanno la definizione del livello diriferimento rispetto al quale potrebbero essere misuratila riduzione e il trattamento di ogni fuga di CO2 dal ser-batoio di stoccaggio.

Controllo dello stoccaggio di CO2Attualmente, il metodo più usato per stabilire la quan-

tità di CO2 contenuta in un serbatoio di stoccaggio geo-logico è la prospezione sismica del giacimento. Questaè stata utilizzata con successo nel progetto Sleipner, incui la prospezione sismica è stata eseguita prima dell’i-niezione di CO2 (per stabilire il livello di riferimento) eper tre volte a partire da allora. Queste prospezioni hannomostrato le dimensioni e la forma del volume di CO2

iniettato. Tuttavia, la precisione della tecnica della pro-spezione sismica non è tanto accurata quanto la misuradel CO2 iniettato. Inoltre, col passare del tempo, il CO2

si dissolverà nell’acqua contenuta nella formazione einfine reagirà con la roccia serbatoio così che ci saràmeno CO2 rilevabile dalla prospezione sismica. Per en-trambe queste ragioni sembra probabile che il controllodello stoccaggio di CO2 dipenderà dalla combinazionedi una prospezione sismica e un’appropriata rilevazio-ne delle perdite.

Aspetti commercialiDato che c’è un limite alle emissioni dei gas serra e

che un’organizzazione commerciale desidera ridurre leemissioni in base alle proprie assegnazioni, il prezzodella riduzione dell’emissione può essere accolto comeun’alternativa alla penalità che chi emette dovrebbe altri-menti pagare. Oppure, i crediti derivanti dalla riduzionedelle emissioni possono essere acquistati presso un altroemittente (che è riuscito a ottenere riduzioni superioririspetto alle proprie assegnazioni), o negoziati con altripaesi nell’ambito dei meccanismi flessibili. Alla fine, ilcosto della riduzione delle emissioni verrà sostenuto daiclienti o dai contribuenti.

Al momento in cui scriviamo, la compravendita delleemissioni di carbonio in Europa sta appena diventandooperativa. Il costo corrente della riduzione delle emissioni(rappresentato dal costo recente di commercializzazione)


SOSTENIBILITÀ

è di pochi euro per tonnellata di CO2 non emessa in atmo-sfera. Queste commercializzazioni hanno luogo nel-l’ambito di una riduzione delle emissioni per l’intera eco-nomia europea che ammonta solo ad alcuni punti per-centuali (ossia, a livelli coerenti con gli obiettivi europeistabiliti nel primo periodo di impegno del Protocollo diKyoto). Questo è in contrasto con la riduzione delle emis-sioni di oltre il 70% che sarà probabilmente necessariaal fine di stabilizzare i livelli di CO2 nell’atmosfera nelcorso di questo secolo. Sebbene non si sappia qual è illivello che il costo di commercializzazione del carbonioraggiungerà in queste circostanze, sembra molto proba-bile che il valore dei crediti derivanti dalla riduzione delleemissioni aumenterà significativamente. In queste con-dizioni, il costo della cattura e stoccaggio di CO2 potreb-be essere comparabile col valore dei crediti di riduzio-ne delle emissioni.

L’industria è interessata ai modi di ridurre i costi perraggiungere riduzioni significative nelle emissioni. Diver-se compagnie hanno studiato la tecnologia di CCS pervedere come può essere migliorata (Thomas e Benson,2005). Questa attività è in via di sviluppo.

9.3.9 Conclusioni

Per essere un nuova tecnologia energetica, il sistema dicattura e stoccaggio del CO2 ha progredito a velocità rag-guardevole dai significativi studi preliminari di fattibi-lità e costi, fino a divenire materia concreta di discus-sione tra primi ministri, presidenti e vertici delle mag-giori corporazioni. Il fatto che contemporaneamente laminaccia dei cambiamenti climatici sia stata considera-ta più seriamente ha fornito un supporto nell’esame diquesta opzione, favorita inoltre dal crescente riconosci-mento delle limitazioni di altre opzioni di mitigazione.Ciononostante, è probabile che la maggior parte dellealternative conosciute avrà un ruolo nella correzione deicambiamenti climatici. La cattura e lo stoccaggio di CO2

da soli potrebbero non risolvere il problema dei cam-biamenti climatici. Dunque la soluzione ottimale consi-ste probabilmente nel coinvolgere un portfolio di alter-native, i cui contenuti varieranno nelle differenti partidel mondo e cambieranno nel tempo. Tenuto conto chele sfide descritte in questo capitolo possono essere supe-rate con successo, la tecnologia della cattura e stoccag-gio di CO2 gioca un ruolo non indifferente per contra-stare il maggior problema ambientale che investe il 21°secolo: il cambiamento del clima.

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