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Cattura e sequestro della CO2

Tecnologie di cattura e sequestro della CO2 generate da impianti industriali

    Per Carbon Capture and Sequestration (CCS), ovvero Cattura e Sequestro della CO2, si intendono tecnologie atte a ridurre le emissioni di CO2 generate da impianti industriali, per un loro stoccaggio ed eventuale riutilizzo, tramite 3 fasi:

    • Cattura negli impianti laddove ha luogo una combustione con conseguente emissione di CO2;
    • Trasporto fino al sito prescelto per lo stoccaggio;
    • Stoccaggio definitivo.

    Pur avendone riconosciuto un ruolo essenziale in un portafoglio di tecnologie atte a costruire un futuro near zero emission (riduzione più del 20 % delle emissioni di CO2 entro il 2050 secondo European Technology Platform for ZEP, 2008), l’Unione Europea ha recentemente ammesso che le tecnologie CCS non sono riuscite a rispettare le attese.

    In una consultazione del 2013, la UE riconosceva come l’alto costo impiantistico, ed il basso costo del carbonio non erano stato di stimolo ed i progetti per 20 impianti dimostrativi erano in realtà localizzati tutti fuori Europa.

    Al 2018 gli impianti di CCS in funzione sono 18, con capacità di cattura per 0,4-8,8 mln tons/anno, situati in USA, Canada, Norvegia, Emirati Arabi, Cina e Brazile. Gran parte in realtà utilizzano la CO2 per favorire l’estrazione di petrolio (Enhanced oil recovery).

     

    Cattura della CO2 nel settore termoelettrico

    Le tecnologie di cattura della CO2 sono 3 e si applicano prima, durante o dopo la fase di combustione:

    • Pre-combustione;
    • Ossi-combustione;
    • Post-combustione.

    Pre-combustione

    La cattura della CO2 effettuata in pre-combustione si può applicare:

    • Al carbone: In questo caso è impiegata in impianti IGCC di gassificazione integrata dove il carbone viene trasformato in un gas sintetico (syngas) ricco di CO ed idrogeno;
    • Al gas naturale: In questo caso può essere impiegata in cicli combinati a gas, dove il gas naturale attraverso una reazione chimica (reazione di reforming) si trasforma in un gas sintetico ricco di CO ed idrogeno.

    La reazione chimica alla base del processo (reazione di shift), comune ad entrambe le scelte impiantistiche, porta alla formazione di CO2 ed idrogeno a partire da CO e acqua; la CO2 così ottenuta viene separata grazie a sorbenti fisici che sfruttano le elevate pressioni presenti.
    La pre-combustione, attualmente impiegata per la produzione di idrogeno e di ammoniaca, trova giàapplicazioni commerciali pur richiedendo ancora studi e ricerche su alcune problematiche, per esempio la minimizzazione delle perdite energetiche in alcunesezioni dell’impianto IGCC oppure nella fase di reforming del gas naturale.
    Le prospettive comunque sono molto positive sia in termini di miglioramento dell’efficienza che in termini di riduzione dei costi.

    Ossi-combustione

    In questo processo, la combustione non avviene in un ambiente ricco di aria ma di ossigeno quasi puro, con conseguente produzione di gas costituiti da CO2 (con concentrazioni intorno a 70-85 % ) e vapor d’acqua.
    Una volta condensata l’acqua, si procede con la separazione della CO2.
    Allo stato attuale questa tecnologia è ancora in fase dimostrativa a causa di criticità non del tutto risolte; per esempio i rilevanti consumi energetici dell’ASU (Air Separation Unit, dove l’ossigeno comburente viene separato dall’aria) e un’adeguata progettazione della camera di combustione.

    Post-combustione

    Nella post-combustione la cattura avviene attraverso l’assorbimento chimico della CO2 contenuta neifumi di combustione di impianti a carbone oppure a gas naturale. Il vantaggio principale di tale tecnologia è la possibilità di applicarla anche ad impianti già in esercizio, con interventi tecnologici limitati e complicazioni gestionali sostenibili.
    L’assorbimento avviene mediante solventi chimici (ammine) che si legano chimicamente alla CO2 presente nei gas combusti “catturandola”. Successivamente, tramite riscaldamento, le ammine si dissociano liberando l’anidride carbonica (questa fase, energeticamente molto dispendiosa, è detta di rigenerazione) che viene quindi trasportata ed immagazzinata.
    Esistono anche altri processi di cattura che coinvolgono l’utilizzo di membrane (che attraverso la loro struttura porosa trattengono alcune specie gassose permettendo il passaggio di altre) oppure di sistemi di separazione criogenica che operano a temperature molto basse.
    Uno dei compiti principali della ricerca è quello di identificare nuove tipologie di solventi che permettano di ridurre il fabbisogno energetico della fase di rigenerazione.

     

    Trasporto

    Una volta separata, la CO2 viene trasportata verso i siti di stoccaggio previa pulizia da elementi estranei per limitare i problemi di corrosione.
    Il trasporto avviene principalmente in 2 modi, il primo dei quali più maturo dal punto di vista commerciale:

    • Attraverso condotti su terraferma oppure sottomarini all’interno dei quali l’anidride carbonica si trova in forma liquida a pressioni molto elevate (maggiori di 74 bar);
    • Attraverso navi dove la CO2 si trova a pressioni inferiori e a temperature più basse. Questo sistema è impiegato prevalentemente nell’industria alimentare per volumi di anidride carbonica limitati.

    Il trasporto all’interno di tubazioni è una pratica ormai consolidata da tempo, diffusa soprattutto negli USA dove la CO2 è impiegata nell’EOR (Enhanced Oil Recovery) per incrementare la produttività dei pozzi petroliferi o di gas. Si calcola, infatti, che negli Stati Uniti siano più di 3.000 km di condotti operanti già da diversi decenni.

     

    Confinamento della CO2

    Il confinamento della CO2 prevede diverse possibilità:

    • Confinamento geologico in formazioni saline profonde (700 – 3.000 m di profondità), pozzi di petrolio/gas esauriti (più di 5.000 m di profondità) oppure giacimenti di carbone;
    • Confinamento nelle profondità oceaniche (opzione in fase di sperimentazione su piccola scala);
    • Stoccaggio minerale attraverso fissazione della CO2 all’interno di minerali per formare componenti a base di carbonio più stabili. Si tratta di far avvenire il processo che ha dato origine alle Dolomiti, riproducendo “artificialmente” quello che in natura accade in tempi molto lunghi.

    Il primo sistema è quello più diffuso, soprattutto perché è stato già sviluppato dall’industria petrolifera con applicazioni pratiche di cui è stata provata la sostenibilità economica. L’aspetto fondamentale del confinamento geologico della CO2 risiede nei meccanismi chimici e fisici che intervengono e, “intrappolando la CO2, ne impediscono la migrazione in superficie. Inoltre, la presenza di strati di roccia impermeabile sovrastanti, che fungono come una sorta di “tappo”, fornisce una garanzia ulteriore per la prevenzione di fuoriuscite di anidride carbonica.
    Sistemi efficienti di analisi e di monitoraggio dei siti prescelti anche dopo la conclusione delle operazioni di confinamento garantiranno livelli di perdita ampiamente non apprezzabili di CO2 nell’atmosfera.
    Ma quanta CO2 può essere confinata e, quindi, sottratta all’emissione in atmosfera??
    L’IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) nel suo rapporto IPCC Special Reports – Carbon Dioxide Capture and Storage stima che le capacità di immagazzinamento geologico mondiale siano:

    Capacità immagazzinamento geologico mondiale CO2

    L’UE ha valutato che le potenzialità di stoccaggio nel suolo italiano siano le seguenti:

    Potenzialità stoccaggio CO2 in Italia

     

    Costi

    I costi di cattura della CO2 dipendono dalla tipologia d’impianto a cui le CCS vengono applicate e dall’efficienza globale del sistema. In generale l’IEA valuta che l’aumento di costo dovuto all’introduzione delle tecnologie di cattura è tra il 70-100 % rispetto al costo di un impianto senza cattura. Si stima che questi costi potrebbero diminuire del 15% circa entro il 2030 se fosse supportata una sufficiente attività di R&D e di politiche pubbliche di supporto finanziario.
    I costi di cattura dipendono principalmente dai costi impiantistici aggiuntivi e dal fatto che tali sistemi comportano una diminuzione del rendimento elettrico dell’impianto con conseguente aumento del combustibile a parità di potenza prodotta.
    Ai costi di cattura vanno sommati (IEA Technology Essentials_CCS):

    • Costi di trasporto, che si aggirano intorno a 1-10 $/t CO2 per 100 km;
    • Costi di confinamento e monitoraggio che si aggirano intorno tra 2-5 $/t.
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