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Secondo Il World Energy Outlook 2010 dell'Agenzia Internazionale dell’Energia dell'OECD (IEA) la domanda mondiale di energia continuerà a crescere da qui al 2035. Infatti, anche assumendo uno scenario che tenga conto sia delle azioni già in atto che di quelle previste dalla maggior parte dei governi mondiali, l’Agenzia stima che la domanda mondiale di energia nel 2035 sarà del 36% più alta di quella del 2008, con i combustibili fossili che la soddisfaranno per il 74%. La domanda di energia elettrica, in particolare, salirà dell’80% rispetto al 2008. I cosiddetti Paesi emergenti sono quelli che danno il contributo più significativo a questa crescita del fabbisogno energetico.
Ciò comporterà un aumento delle emissioni annue di CO2 da produzione energetica (il più importante dei gas serra) da 29,3 Gt/anno nel 2008 a 35,4 Gt/anno nel 2035, con la conseguenza che la concentrazione di tale gas nell’atmosfera, pari a 387 parti per milione (ppm) nel 2009, si porterà attorno a valori superiori ai 650 ppm, valore ritenuto consistente con un incremento della temperature media superficiale della terra di di 3,5 °C. Poiché è ormai universalmente accettato (IPCC FAR; G8 L'Aquila; UNFCC COP 15 "Copenhagen Accord") il fatto che l’aumento massimo di temperatura media che il nostro globo potrà sopportare senza immani catastrofi è di 2 °C, anzi secondo l'opinione ormai di molti è di 1,5° [Nature 458, 30 Aprile 2009], e che un aumento di 2° corrisponde con sufficiente probabilità ad una concentrazione di CO2 pari a 450 ppm, appare evidente che bisogna ricorrere a tutte le opzioni tecnologiche disponibili per ridurre il tasso di emissione della CO2 ai fini di mantenere la concentrazione sotto i 450 ppm, ovvero l’aumento di temperatura sotto i 2 °C.
Le emissioni di CO2 da produzione energetica secondo il World Energy Outlook dell’IEA 2010
La concentrazione dei gas serra secondo i vari scenari elaborati dall’IEA
L'IEA ha elaborato un nuovo scenario, che non a caso ha denominato 450 Scenario, che consentirebbe al 2035 di rimanere sotto i limiti sopra enunciati. Tale scenario prevede una diminuzione delle emissioni di CO2 a meno di 22 Gt/anno al 2035, obbiettivo a dire il vero molto ambizioso.
Lo scenario Bluemap e lo scenario 2010 dell'IEA
Nella CCS Roadmap del 2009 l'IEA afferma che il raggiungimento di tale risultato “richiede una rivoluzione delle tecnologie energetiche che coinvolga un portafoglio di soluzioni”, fra queste ovviamente un maggior ricorso all’efficienza energetica ed un più diffuso impiego delle energie rinnovabili, ma anche la de-carbonizzazione degli impianti di produzione termoelettrica e di alcune tipologie di impianti industriali tramite la CCS, che, spiega l’Agenzia, “è la sola tecnologia capace di mitigare le emissioni di gas serra derivanti dall’uso dei combustibili fossili in grandi impianti industriali energivori (quali, ad esempio, quelli di produzione del cemento, del ferro e dell’acciaio, gli impianti petrolchimici, etc) e nelle centrali di produzione termoelettrica”. Essa può da sola contribuire per un quinto al raggiungimento degli obiettivi climatici sopra descritti.
Lo scenario CCS dell'IEA
La CCS è in realtà un insieme di tecnologie volte alla cattura della CO2, al suo trasporto, una volta compressa, ed al suo immagazzinamento in idonei siti sotterranei.
Per avere un’idea della potenzialità di tale tecnologia come strumento per il contenimento dei gas serra e, quindi, nella lotta ai cambiamenti climatici, si consideri che un solo impianto di produzione termoelettrica a carbone da 1000 MW emette annualmente circa 8 Mt di CO2. Poiché oggi nel mondo ci sono impianti di produzione termoelettrica a carbone per complessivamente circa 1600 GW, si può facilmente calcolare che solamente tali impianti emettono quasi 13 Gt/anno, cioè oltre il 40% del totale delle emissioni globali annue di anidride carbonica.
La cattura del carbonio
Il processo di cattura della CO2 è applicato già da molti anni a livello industriale per purificare flussi gassosi che la contengono o per estrarla come gas industriale [IEA Roadmap, cit.]. Ciononostante, se ci muoviamo nel contesto dei cambiamenti climatici, la sfida è di riuscire ad impiegare le tecnologie già sviluppate, o di svilupparne di nuove, che siano in grado di rimuovere grandi quantità di CO2 da grossi impianti industriali o di produzione termoelettrica da combustibili fossili; ciò comporta l’impiego di apparecchiature che siano capaci di trattare quantità di gas di molti ordini di grandezza superiori, più care e che richiedono più energia.
L’obiettivo delle attività di ricerca e sviluppo in questo settore è dunque quello di mettere a punto processi capaci di catturare la CO2 da grossi impianti in maniera efficiente e che non incida troppo sui costi, ad esempio dell’elettricità prodotta dagli impianti termoelettrici che impiegano combustibili fossili.
La stessa reazione chimica che consente ai combustibili fossili (carbone, gas, petrolio) di rilasciare energia tramite la loro combustione è responsabile della emissione di CO2 come prodotto della combustione stessa. Ad oggi si sono tre tipologie di processi che consentono la cattura della CO2 così prodotta: post-combustione, pre-combustione e ossi-combustione.
I processi di post-combustione separano la CO2 dai gas esausti della combustione. La CO2 può essere catturata impiegando un solvente liquido (ad esempio una soluzione acquosa di ammina) che poi, riscaldato, la libera nuovamente. Tale processo, oggi largamente impiegato nell’industria alimentare e delle bevande, è molto efficace, ma ad oggi solamente su scala abbastanza piccola.
I processi di pre-combustione convertono i combustibili fossili in una miscela gassosa di idrogeno e CO2. L’idrogeno viene poi separato e usato come combustibile, ovviamente senza alcuna produzione di CO2. La CO2 che rimane, invece, può essere compressa per il suo trasporto. In confronto ai processi di post-combustione, in quelli di pre-combustione la pressione e la concentrazione della CO2 sono alquanto più elevate, favorendo il processo di separazione e consentendo, in linea di principio, l’applicazione di nuove tecnologie di cattura, come quelle basate sull’impiego delle membrane. D’altra parte, i processi di conversione dei combustibili richiesti per la pre-combustione sono alquanto complessi e non sembrano facilmente applicabili ad impianti già esistenti. La cattura per pre-combustione è impiegata in qualche processo industriale, ma non è mai stata dimostrata per grandi impianti termoelettrici.
I processi di ossi-combustione usano ossigeno, anziché aria, per bruciare i combustibili. I gas esausti così prodotti contengono essenzialmente CO2 e vapore acqueo, che sono molto facilmente separabili. I sistemi di ossi-combustione per impianti termoelettrici sono stati ad oggi sviluppati essenzialmente a livello di laboratorio o in progetti pilota, però essi sono stati impiegati in un impianto commerciale nell’industria del ferro e dell’acciaio, con capacità fino a 250 MW. Essi potrebbero essere applicati ad impianti già esistenti.
Le tre possibile tecnologie per catturare la CO2 (Fonte: ENEA)
Per quanto sia oggi tecnicamente possibile la cattura della CO2 da un impianto termoelettrico a carbone, questo processo è ancora molto costoso, dell’ordine di 100 $ per tonnellata di CO2 sequestrata per un impianto prototipale, che potrebbero ridursi a 30 – 50 $ se applicato ad una serie di impianti [CSLF; 2010]. Tali costi aumenterebbero ancora in maniera significativa se si pensasse di applicare il processo ad impianti già esistenti (retrofitting).
Inoltre gli impianti di cattura richiedono notevoli quantità di energia e riducono quindi l’energia netta in uscita dall’impianto. Ciò comporta un incremento nel costo dell’elettricità generata in nuovi impianti che va dall’80% (impianti a carbone polverizzato) al 35% (impianti avanzati a gassificazione). La ricerca è fortemente concentrata a trovare le soluzioni tecniche per abbattere tali costi, rispettivamente al 30% ed al 10% del costo dell’elettricità prodotta convenzionalmente.
Il trasporto
Nella CCS, una volta che la CO2 viene separata e catturata, bisogna trasportarla in un sito di immagazzinamento, di solito distante dal sito della sua produzione. Ai fini di migliorare l’efficienza del trasporto (e, successivamente, dell’immagazzinamento) la CO2 viene prima compressa a circa 150 atm, nel cosiddetto stato di fluido supercritico, nel quale la densità è simile a quella di un liquido, ma con qualità che consentono alla CO2 di muoversi e riempire gli spazi come un gas.
Il trasporto può avvenire in opportuni gasdotti o mediante mezzi di trasporto terrestri o via mare; tuttavia c’è un largo consenso che siano i gasdotti il metodo più idoneo al trasporto di questo gas in grandi quantità e per lunghe distanze, come usualmente è il caso dei processi di CCS. Occorre precisare che anche il trasporto per nave o via terra è oggi praticato, soprattutto nelle industrie alimentari (cubi e bevande). Le quantità annue, tuttavia, ammontano complessivamente circa 100.000 t [CSLF] , una quantità molto limitata rispetto alle esigenze della CCS. Inoltre, molti esperti considerano il trasporto in tubo ormai una tecnologia matura, visto che essa è impiegata sin dagli inizi degli anni 70 per la tecnologia dell’Enhanced Oil Recovery (EOR) ed in altre industrie.
Quasi tutti i gasdotti di CO2 che operano sulla lunga distanza si trovano nell’America del nord, con la sola eccezione di un gasdotto in Turchia. La loro lunghezza ammonta complessivamente a circa 2600 km con una capacità di trasporto totale di circa 50 Mt/anno.
Un ulteriore vantaggio del trasporto via tubo è che esso garantisce una fornitura costante e senza bisogno di accumuli intermedi. Inoltre questi gasdotti hanno operato per molti anni in condizione di sicurezza[Congressional Research Service, “Carbon Dioxide Pipelines; 2007]. Ad oggi negli Stati Uniti ci sono stati solo pochi incidenti, essenzialmente fughe, nessuno dei quali risultato pericoloso per la popolazione.
I gasdotti di CO2 oggi operanti nel mondo
(Fonte: IPCC)
E’ evidente che se la CCS viene perseguita come una delle strategie portanti per combattere i cambiamenti climatici, diventa necessario realizzare una rete di gasdotti molto importante, con relativi ingenti investimenti. Limitandosi ai soli Stati Uniti, dove, come abbiamo visto, una rete di gasdotti già esiste, un lavoro di un gruppo di studio della Pacific Northwest National Laboratory stima che, per ottemperare agli obiettivi dell’IPCC (concentrazione della CO2 sotto i 450 ppm), servirebbero ulteriori gasdotti dedicati per un totale di 37.000 km. In Europa per ottemperare agli stessi limiti, occorrerebbe realizzare entro il 2030 una rete di gasdotti capace di trasportare 400 Mt/anno [McKinsey; 2009]
I gasdotti per CO2 oggi esistenti negli USA
In sintesi, l’impiego su scala mondiale della CCS richiede, per il trasporto, un’importante e costosa rete di gasdotti. Questo fatto porta, come conseguenza, anche la necessità una maggiore attenzione ai problemi di sicurezza. Se è vero, infatti, che la CO2 è un gas inerte e non tossico, è anche vero che essa può contenere quantità non irrilevanti di altri gas, come, ad esempio, l’idrogeno solforato (H2S), che è invece un gas notevolmente tossico, anche a concentrazioni di sole 100 ppm. E’ quindi necessario prevedere sistemi di trasporto i più sicuri possibili e continuamente monitorati.
Lo stoccaggio
La fase dello stoccaggio della CO2 è senz’altro la più delicata e quella che determina più timori a livello locale e globale. Essa consiste nell'intrappolare la CO2 (compressa in maniera da presentarsi sotto forma di un liquido) in formazioni profonde sotterranee (tipicamente oltre gli 800 m), tali da garantire che nessuna perdita possa avvenire verso la superficie e da permettere l’immagazzinamento di ingenti volumi, quali sono quelli in gioco con la tecnologia CCS. Per quanto la scelta del sito di stoccaggio sia delicata e vada studiata attentamente caso per caso, in linea di principio la CO2 può essere immagazzinata in giacimenti esauriti di petrolio o gas, in formazioni saline profonde o in giacimenti di carbone non sfruttabili.
Rappresentazione schematica dei processi di immagazzinamento (Fonte: CSLF)
L’iniezione di CO2 attraverso vecchi pozzi di petrolio e gas in giacimenti esauriti sembra essere un processo provato e sicuro. D’altra parte il petrolio e il gas naturale sono stati immagazzinati in maniera del tutto sicura in questi giacimenti per milioni di anni.
La CO2 iniettata riempie i pori della roccia, prima pervasi da idrocarburi, a profondità che sono ben più elevate di quelle delle falde acquifere. Nel breve tempo questa soluzione appare come la più promettente soprattutto da un punto di vista economico, a causa dell’abbondanza di informazioni esistenti per il singolo sito sulla geologia sotterranea e per la pre-esistenza di idonee infrastrutture.
Le formazioni saline profonde (acquiferi salini), sono formazioni rocciose porose molto estese, contenenti acqua non impiegabile per il suo elevato contenuto di sali e minerali. Usualmente queste “salamoie” sono dieci volte più salate dell’acqua degli oceani e sono state intrappolate da uno strato di roccia impermeabile (caprock) per milioni di anni. Le moderne tecniche geologiche permettono di identificare queste formazioni e scegliere le formazioni geologiche con una solida “caprock”.
L’IPPC, nel suo citato Rapporto del 2005 sulla CCS, afferma che la capacità mondiale di immagazzinamento nelle formazioni saline profonde è molte centinaia di volte più grande delle attuali emissioni di CO2 da impianti industriali e conclude che c’è abbastanza capacità di stoccaggio per i prossimi 200 anni.
La CO2, infine, può essere immagazzinata in opportuni giacimenti di carbone non sfruttabili, dove essa viene adsorbita dallo stesso carbone e conservata in maniera permanente sotto forma di minerale.
L’immagazzinamento della CO2 in depositi sotterranei profondi può giocare un ruolo molto importante nella sfida ai cambiamenti climatici. Ma prima di considerare un deposito sotterraneo come accettabile per un’ipotesi di immagazzinamento a lungo termine, dice un documento della CE, DG Environment, occorre affrontare i possibili problemi di tipo ambientale connessi e studiare il comportamento della CO2 intrappolata. Sito per sito bisogna capire come la geologia di questo sito risponda all’immagazzinamento della CO2 e definire la probabilità che avvenga una fuga improvvisa di CO2 (plume escape), che è la più grossa preoccupazione ambientale collegata allo stoccaggio della CO2.
Un recente studio della Duke University, "Potential Impacts of Leakage from Deep CO2 Geosequestration on Overlying Freshwater Aquifers" sottolinea inoltre il rischio che un deposito profondo di CO2 danneggi gli strati di acqua potabile sovrastante, sostenendo l’assoluta necessità di una selezione accurata del sito di stoccaggio e di un monitoraggio continuo. Il rischio proveniente da un sito di immagazzinamento di CO2
parte dal momento in cui si comincia ad iniettare la CO2 stessa, ma si protrae ben oltre alla fine del processo di immagazzinamento come mostrato dalla figura seguente (WRI Guidelines; 2008).
Andamento del rischio concettuale di un progetto di immagazzinamento della CO2
Un processo di stoccaggio può in prima battuta dividersi in quattro fasi successive:
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Caratterizzazione e scelta del sito. Questa fase è la più importante per assicurare la sicurezza e l’integrità di un progetto di stoccaggio. Durante questa fase vengono raccolti tutti i dati specifici del sito stesso ai fini di stabilire la fattibilità tecnica del suo impiego, indipendentemente dai potenziali vantaggi economici.
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Operatività del progetto. Per operatività del progetto spesso si intende esclusivamente il periodo nel quale la
CO2 viene iniettata, mentre è opportuno che essa comprenda anche la preparazione e la costruzione del sito. La raccolta e l’analisi dei dati di esercizio è fondamentale, come pure il mantenere una certa flessibilità nei piani operativi, ai fini di poter adattare ogni nuova informazione ad una eventuale rivisitazione dei metodi di operazione.
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Chiusura del sito. In questa fase l’iniezione della CC cessa ed i pozzi vengono chiusi e abbandonati o convertiti per il monitoraggio: il sito viene dichiarato chiuso. Parte il monitoraggio post-iniezione per dimostrare che il progetto non sta danneggiando la salute umana o l’ambiente.
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Post-chiusura. E’ la fase dopo la chiusura, durante la quale non si dovrebbe avere nessun danno né alla salute né all’ambiente.
Come correttamente afferma il World Resources Institute (cit.), la sfida dell’immagazzinamento della CO2 consiste anche nel fatto che non esistono due siti identici, anche se hanno la stessa caratterizzazione morfologica. Inoltre, anche la composizione del gas immagazzinato può variare in maniera significativa. Pertanto per ogni progetto di stoccaggio si rende necessario un percorso ad hoc di raccolta dati e di monitoraggio, con il massimo grado possibile di retro-attività, tale da assicurarne l’integrazione.
Le fasi di un progetto di stoccaggio e la loro integrazione
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