CATTURA E STOCCAGGIO DELLA CO2

CATTURA E STOCCAGGIO DELLA CO2 (CCS).

(CCS). – L’insieme delle tecnologie CCS. Intrappolamento naturale e stoccaggio industriale. Programmi nazionali e internazionali. Bibliografia. Sitografia

L’utilizzo dei combustibili fossili, dell’acciaio, del cemento e dei prodotti di raffinazione petrolifera ha dato un grande contributo alla conquista di un alto tenore di vita nel mondo industrializzato. Tuttavia il pressante obiettivo di ridurre le emissioni di gas serra in atmosfera (GHG, Green House Gas), per contrastare i cambiamenti climatici (v.) che ne sono l’effetto, impone una limitazione dell’impiego di tali prodotti. L’andride carbonica (CO₂) rappresenta, infatti, uno dei principali GHG presenti in atmosfera ed è emessa essenzialmente dai processi di combustione delle fonti fossili (centrali elettriche a carbone e a gas naturale) e da altre grandi sorgenti di CO₂ (cementifici, acciaierie, raffinerie ecc.). I cambiamenti climatici costituiscono uno dei problemi più rilevanti del 21° sec. e per favorire l’abbattimento rapido dei GHG è necessario individuare e introdurre tecnologie e processi low carbon (a basso tenore di carbonio), in particolare nel modo in cui vengono generate e utilizzate l’energia e le materie prime. In questa prospettiva le tecnologie CCS (CO₂ Capture & Storage) possono anche svolgere una funzione ponte per consentire una graduale transizione verso un sistema industriale-energetico non prevalentemente fondato sulle fonti fossili.

L’insieme delle tecnologie CCS. – Tre tecnologie integrate costituiscono questa filiera: cattura della CO₂, con un impianto atto a separare la CO₂ dal resto dei reflui emessi (flue gas) dalle grandi sorgenti; trasporto della CO₂ (via tubi o via nave); stoccaggio della CO₂ in idoneo sito della crosta terrestre, al di sotto degli 800 m (profondità alla quale la CO₂ si comporta come un liquido, perché termodinamicamente oltre il suo punto critico).

La cattura della CO₂ prodotta dagli impianti industriali – vale a dire la sua separazione dai restanti gas industriali non serra – può essere svolta prima della combustione (filiera precombustion capture, separazione catalizzata di CO₂), dopo la combustione (filiera postcombustion capture), attraverso assorbimento chimico con solventi reattivi e rigenerabili, o tramite rimozione del componente azoto dell’atmosfera durante la combustione stessa (filiera oxyfuel capture) attraverso un’apposita unità di sistema denominata air separation unit, ASU, con il compito di confinare la combustione nel solo ossigeno, per produrre gas esausti con un’elevata concentrazione di CO2 facilmente estraibile. In generale la cattura della CO2 dal flue gas avviene tramite metodi fisici o chimici: quello più studiato e adottato utilizza ammine in cui l’assorbimento avviene tramite solvente a base di ammina quale tecnologia di postcombustione maggiormente sviluppata. Nei sistemi alimentati a gas o a carbone, queste tecnologie sono applicabili in impianti con cicli combinati a gas NGCC (Natural Gas Combined Cycle) o in impianti integrati con gassificazione del carbone IGCC (Integrated Gassification Coal Combustion). L’impianto pilota per la cattura più grande al mondo, il Technology centre Mongstad (TCM), aperto nel maggio del 2012 in Norvegia, ha potenzialmente una capacità totale di cattura di 100.000 t di CO₂/anno.

I siti di stoccaggio della CO₂ possono essere principalmente: a) campi petroliferi o a gas naturali in via di esaurimento o depleti, in cui l’iniezione di CO₂ può anche agevolare la fuoriuscita degli idrocarburi residuali dopo il periodo di produzione primaria, tramite aumento del recupero secondario (EOR, Enhanced Oil/Gas Recovery), intervento secondo il quale la CO₂ acquisisce anche un valore economico; b) strati diffusi profondi di carbone, in cui l’iniezione di CO₂ facilita la fuoriuscita del metano (CH4) ivi presente, favorendone un più agevole e rapido recupero (ECBM, Enhanced Coal Bed Methane) a causa del differente coefficiente di adsorbimento di CO₂ e CH₄ nel carbone stesso; c) acquiferi salini profondi di grandi dimensioni (per quantità di CO₂ stoccabile nell’ordine di grandezza di 100-1000 Mt per ogni struttura geologica profonda).

Le tecnologie CCS possono beneficiare della valorizzazione nel quadro del mercato internazionale del carbonio (v. mercati ambientali) e la loro applicazione è regolamentata nell’Unione Europea dalla direttiva 2009/31/CE del 23 aprile 2009, attuata in Italia con il d.l. 14 sett. 2011 nr. 162. Entrambi i dispositivi sono soggetti a periodiche revisioni. Al sostegno politico-istituzionale corrisponde un rilevante impulso allo sviluppo mondiale dei progetti.

Intrappolamento naturale e stoccaggio industriale. – Nel sottosuolo terrestre vi sono già stoccati o meglio ‘sequestrati’, in modo naturale, miliardi di tonnellate di CO2 di origine vulcanico-termo-metamorfica. La CO₂ è sequestrata nel sottosuolo attraverso processi geologici – sotto forma di roccia o disciolta in fluidi – fin dai tempi più remoti, che rispondono a equilibri di tipo geochimico (WRI, Water Rock Interaction) secondo i quali la CO2 è ‘mineralizzata’ in nuovi minerali – solitamente carbonati che compongono le rocce calcaree – o è solubilizzata in acqua.

Pertanto un’aggiunta artificiale di CO2 di origine industriale nel sottosuolo, attraverso tecnologie CCS, non si può considerare completamente innaturale. Tuttavia, lo stoccaggio di un gas acido come la CO₂ – che abbassa cioè il pH dei reservoir profondi in cui risiedono per milioni di anni acque meteoriche infiltrate nella roccia o altri fluidi – deve essere svolto in piena sicurezza tramite pozzi idonei di iniezione e studiando le faglie attive o quiescenti, dal punto di vista sia tettonico sia geochimico, per minimizzare il rischio di rotture geomeccaniche di vario tipo o di fughe di CO₂ in superficie (leakage). Una misura precauzionale presuppone un sito caratterizzato da una buona copertura di rocce impermeabili – almeno di 800 m – (caprock) sopra il reservoir scelto per lo stoccaggio. Peraltro rilasci di CO₂ si verificano anche in assenza di stoccaggi industriali. Per es., in Italia ci sono diverse centinaia di siti di fuoriuscita anomala di CO₂, soprattutto in zone termali, vulcaniche e di faglia, presenti come in nessun altro Paese (fascia tosco-laziale peritirrenica definita provincia comagmatica romana, arco vulcanico eolico siciliano, Etna, vulcani campani, aree di faglia appenniniche e così via). Tralasciando le funzioni utili della CO₂ in risalita e i suoi usi economici, per es., rispettivamente, la mineralizzazione di acquiferi potabili superficiali (acque minerali) e gli impieghi nelle industrie alimentare e della refrigerazione, e considerando che la CO2 non costituisce un inquinante in senso stretto, i rischi immediati sono limitati al verificarsi di improbabili condizioni di anossia (la CO₂ tende ad accumularsi negli strati più bassi del terreno). Il pericolo di fughe indesiderate può comunque essere controllato attraverso sofisticati sistemi di monitoraggio, nella realizzazione dei quali il nostro Paese è all’avanguardia.

Programmi nazionali e internazionali. – Tutta la filiera industriale della tecnologia CCS è in evoluzione presso la piattaforma europea EU-ZEP (Zero Emissions Platform) in cui coesistono industrie, centri di ricerca, università e vari portatori d’interesse (stakeholders), comprese ONG. In Italia gli stakeholders della filiera, incluse le associazioni ambientalistiche, sono riuniti nell’Osservatorio CCS (Fondazione sviluppo sostenibile). A livello mondiale, tra i primi progetti pionieristici si segnalano: a) il progetto IEA-EU EOR-CO2 Weyburn in Canada (EOR in brine petrolifere canadesi tramite iniezione di CO₂ industriale proveniente dalla North gasification company nel Nord Dakota, USA); b) il progetto Statoil EU SACS-SLEIPNER di reiniezione di CO₂ di scarto da uno strato metanifero contenente CO2 in eccesso, in altro strato con acquifero salino di arenarie silicatiche di grandi dimensioni (Mare del Nord; la Statoil si è avvalsa economicamente della carbon tax norvegese). Sono seguiti rilevanti progetti come Snövhit (Mare del Nord), In Salah (Algeria), Frio (Texas), e in generale quelli connessi al recupero di olio e gas controllato (EOR ed EGR, Enhanced Gas Recovery) soprattutto negli Stati Uniti e in Canada.

In Europa, dopo l’esito incerto dei primi investimenti EEPR (European Energy Programme for Recovery) per progetti dimostrativi in 12 siti tra il 2007 e il 2011, ridotti in seguito a 6 per mancanza di sostegno industriale, anche i progetti finanziati nell’ambito del programma NER300 (New Entrants’ Reserve, 300 million), peraltro individuati in modo disomogeneo sul continente a beneficio di siti nordeuropei, stentano a ripartire per un abbassamento delle quote ETS (Emissions Trading System). L’origine di un tale ridimensionamento si trova nella crisi economico-finanziaria del 2009, ma anche la rivoluzione degli shale gas USA ha contribuito a rallentare la filiera CCS. L’assenza di un’adeguata carbon tax penalizza ulteriormente gli investimenti di lungo termine che caratterizzano i progetti CCS, rispetto ad altri tipici di filiere con ritorno economico più immediato (per es., efficienza energetica ed energie rinnovabili).

In Italia il sito principale in cui sono iniziati gli studi è quello della centrale ENEL di Porto Tolle, in Veneto, con stoccaggio della CO₂ previsto in una grande struttura geologica nell’offshore adriatico. Il progetto è stato temporaneamente sospeso da ENEL per impedimenti di carattere non soltanto economico, come l’abbattimento dei fondi NER300: per es., la sezione dell’impianto di cattura è stata fermata per la sua localizzazione al confine di un parco ambientale. Altri investimenti hanno riguardato il distretto carbonifero sardo del Sulcis, dove sono stati destinati per compiere ricerche operative volte a determinare le possibilità di stoccaggio di CO₂ in letti a carbone non estraibili per la produzione di metano con tecnologia ECBM (consorzio internazionale CO₂ Geonet, dopo primi pionieristici studi INGV e Carbosulcis). La collocazione dell’impianto di cattura, eventualmente nel Sulcis, è subordinata al successo delle suddette ricerche. In attesa di migliori strategie e ulteriori investitori, gli investimenti diretti a sviluppare il possibile stoccaggio a terra non hanno fornito risultati nell’individuazione dello strato target. Un terzo progetto, condotto da una sinergia ENI-ENEL e allo stato attuale sospeso per sopraggiunte onerosità economiche (azzeramento degli incentivi rispetto alla filiera delle rinnovabili), ha preso in esame il giacimento di gas naturale di Cortemaggiore per la verifica di iniezione pilota di CO2 con finalità EGR-cusheon gas. È opportuno evidenziare che gli studi italiani di calcolo preliminare dei potenziali di stoccaggio della CO₂ sono tra i più avanzati d’Europa in quanto corredati di una rigorosa valutazione degli elementi di rischio (faglie, terremoti, siti di degassamento, bontà del caprock ecc.), come non avviene in Paesi privi di una tradizione di confronto con tali fattori (presenza di faglie sismogenetiche ecc.).

Bibliografia: S. Bachu, D. Bonijoli, J. Bradshaw et al., CO₂ storage capacity estimation: methodology and gaps, «International journal green gas control», 2007, 1, pp. 430-43 (http://www.researchgate.net/profile/Stefan_Bachu/publication/223952456_CO2_storage_capacity_estimation_Methodology_and_gaps/links/ 00b7d52c5bb308c143000000.pdf); P. Bumb, U. Desideri, F. Quattrocchi et al., Cost Optimised CO₂ pipeline transportation grid: a case study from Italian Industries, «World academy of science, engineering and technology», 2009, 3, 10, pp. 133-46 (http://waset.org/publications/2054/cost-optimized-co2pipeline-transportation-grid-a-case-study-from-italian-indu stries); B. Cantucci, G. Montegrossi, O. Vaselli et al., Geochemical modeling of CO₂ storage reservoirs: the Weyburn project (Canada) case study, «Chemical geology», 2009, 265, pp. 181-97; H. Li, J. Yan, Evaluating cubic equations of state for calculation ofvapor-liquid equilibrium of CO₂ and CO₂ mixtures for CO₂ captureand storage processes, «Applied energy», 2009, 86, 6, pp. 826-36; F. Quattrocchi, Communication strategy for a public informationcampain on CO₂ geological storage and on CCS as a whole: the case history in Italy from 2003 to 2008, «Energy procedia», 2009, 1, pp.4689-96; M. Buttinelli, M. Procesi, B. Cantucci et al., The geo-database of caprock quality and deep saline aquifers distributionfor geological storage of CO₂ in Italy, «Energy», 2011, 36, 5, pp. 2968-83; C.C. Tseng, B.Z. Hsieh, S.T. Hu, Z.S. Lin, Analytical approach for estimating CO₂ storage capacity of produced gasreservoirs with or without a water drive, «International journal of green house gas control», 2012, 9, pp. 254-61; S.E. Beaubien, D.G. Jones, F. Gal et al., Monitoring of near-surface gas geochemistry at the Weyburn, Canada, CO2-EOR, 2001-2011, «International journal greenhouse gas control», 2013, 16, pp. 236-62; F. Quattrocchi, E. Boschi, A. Spena et al., Synergic and conflicting issues in planning underground use to produce energy in densely populated countries, as Italy. Subtitle: geological storage of CO₂, natural gas, geothermics and nuclear waste disposal, «Applied energy», 2013, 101, pp. 393-412.

Sitografia: www.globalccsintitute.com; www.osservatiorioccs.org; www.zeroemissionsplatform.eu.