Il momento è adesso: L'amministrazione Biden deve adottare standard rigorosi per le emissioni di CO2 nel settore energetico.
Il problema dell'inquinamento climatico prodotto dal settore energetico è talmente grande da richiedere sia spinte che spinte, ovvero incentivi governativi che aiutino l'industria a intraprendere un'azione positiva in combinazione con una regolamentazione dell'inquinamento pericoloso e dannoso per la salute che spinga coloro che non si muovono abbastanza velocemente. Non capita spesso che un'industria sia soggetta a una politica di spinta e di attrazione allo stesso tempo, ma quando lo è, può liberare un potenziale significativo per una drastica riduzione delle emissioni. Questo è attualmente il caso dei depuratori di carbonio nelle centrali elettriche a combustibili fossili.
L'Inflation Reduction Act, approvato quest'estate, fornisce incentivi al settore energetico statunitense per la transizione verso l'energia pulita. Allo stesso tempo, l'amministrazione Biden ha l'obbligo di emanare norme rigorose sulle emissioni di anidride carbonica per il settore energetico ai sensi del Clean Air Act, alla luce della sentenza West Virginia contro EPA. West Virginia contro EPA.
La legge prevede che l'Agenzia per la Protezione dell'Ambiente (EPA) esamini tutti i sistemi di controllo dell'inquinamento adeguatamente dimostrati per il settore energetico, scelga il migliore tra questi, tenendo conto dei costi, dell'energia e dei fattori ambientali, e stabilisca gli standard di emissione basati sul sistema migliore. Gli Stati e le aziende elettriche devono poi rispettare i limiti di inquinamento con i mezzi che preferiscono.
Affinché una tecnologia sia adeguatamente dimostrata, non è necessario che sia presente in ogni angolo della strada. In effetti, in assenza di incentivi e di regolamentazione, è improbabile che l'industria si metta in proprio per controllare l'inquinamento. L'EPA deve invece dimostrare che il sistema è disponibile e può farlo con diversi mezzi: garanzie dei fornitori, analisi della letteratura, impianti pilota, programmi di test o esperienza con la tecnologia in altri settori. La tecnologia di cattura e sequestro del carbonio ha questi elementi in abbondanza. Non esistono barriere tecnologiche all'impiego della cattura del carbonio nel settore energetico, ma solo una storica mancanza di incentivi e di regolamentazione.
Le industrie utilizzano la cattura e lo stoccaggio del carbonio da decenni. Ora che l'Inflation Reduction Act è legge, si stanno valutando altre applicazioni della cattura del carbonio nelle centrali elettriche, come illustrato nella mappa sottostante. Molti dei progetti di cattura dell'anidride carbonica nel settore energetico in esame riguardano impianti a ciclo combinato alimentati a gas naturale (NGCC). La tabella seguente mostra che almeno 14 progetti di cattura del carbonio in impianti NGCC stanno intraprendendo un lavoro di ingegneria dettagliato chiamato Front End Engineering Design (FEED) per pianificare a fondo un progetto. Questi studi FEED dimostrano il reale interesse e la capacità dell'industria di adottare la cattura del carbonio. Non si tratta di semplici esercizi teorici: Gli studi FEED utilizzano le attrezzature e il know-how attualmente disponibili per fornire piani di ingegneria e stime dei costi per decisioni di investimento sostanziali.
Mappa dei progetti di attività di cattura del carbonio negli Stati Uniti (progetti di carbone e gas)
Progetti di cattura e stoccaggio del carbonio da gas naturale
| Progetto | Dimensione | Quantità | Note |
|---|---|---|---|
| Panda Energy, TXi | 420 MW | 645.000-1 milione di tonnellate all'anno a seconda del fattore di capacità | NGCC esistente, FEED completato |
| Centro energetico di Quail Run, TX | 550 MW | 1,5 milioni di tonnellate metriche all'anno | NGCC esistente, FEED |
| Centro energetico di Deer Creek, TXii | 1.116 MW | 5 milioni di tonnellate metriche all'anno | NGCC esistente, FEED |
| Centro energetico di Baytown, TX | |||
| Centro energetico Delta, CAiii | 857 MW | 2,3 milioni di tonnellate/anno | NGCC esistente, FEED |
| Impianto Barry, ALiv | 525 MW | 1,5 milioni di tonnellate/anno | NGCC esistente, FEED |
| Centrale elettrica di Polk, FLv | ~280 MW | ~800.000 tonnellate metriche/anno | NGCC esistente, FEED |
| LG&E | 700 MW | 1,7 milioni di tonnellate/anno | NGCC esistente, FEED |
| Stazione Mustang, TXvi | 460 MW | 1,6 milioni di tonnellate/anno | NGCC esistente, FEED |
| Chevron Kern River Eastridge, CA | 50 MW, vapore | 300.000 tonnellate metriche all'anno | Cogen esistente, pre-FEED |
| CalCapture, CA | 550 MW | Fino a 1,4 milioni di tonnellate all'anno | NGCC esistente, FEED |
| Coyote Clean Power, CO | 280 MW | 850.000 tonnellate metriche all'anno | Nuovo gas naturale, ciclo Allam, pre-FEED |
| Broadwing Clean Energy, IL | 280 MW | 850.000 tonnellate metriche all'anno | Nuovo gas naturale, ciclo Allam, pre-FEED |
| Competitive Power Ventures , WV | 1800 MW | Non annunciato, ma superiore a 4 milioni di tonnellate metriche/anno | Nuovo NGCC-CCS, sviluppo iniziale |
Anche altre sei centrali elettriche a carbone sono in fase di studio FEED, come mostrato nella tabella seguente.
Progetti di cattura e stoccaggio del carbonio da carbone
| Progetto | Dimensione | Quantità | Note |
|---|---|---|---|
| Progetto Tundra, ND | 455 MW | 3,3 milioni di tonnellate/anno | Alimentazione completa |
| Dry Fork, WY | 400 MW | 2,2 milioni di tonnellate metriche all'anno | Pre-FEED |
| Dave Johnson, WY | 330 MW | 1,26 milioni di tonnellate metriche all'anno | Pre-FEED |
| Gerald Gentleman, NE | 700 MW | 4,3 milioni di tonnellate/anno | Pre-FEED |
| Madison Unità 3, LA | 600 MW | 3,6-5,0 milioni di tonnellate metriche/anno | NGCC, FEED |
| Stato della prateria, IL | 800 MW | 6,2-8,2 milioni di tonnellate/anno | Alimentazione completa |
L'entità della cattura diCO2 da questi impianti è significativa. Oggi gli Stati Uniti catturano e sequestrano in modo permanente circa 16 milioni di tonnellate metriche all'anno da fonti industriali. Se questi progetti di CCS per il gas e il carbone saranno tutti realizzati, porteranno alla cattura di quasi 50 milioni di tonnellate di carbonio all'anno, più del doppio di quanto gli Stati Uniti catturano attualmente. Questi progetti indicano con forza che la tecnologia di cattura del carbonio è adeguatamente dimostrata, commercialmente disponibile e sufficientemente conveniente da meritare una seria considerazione. Se così non fosse, gli sviluppatori si concentrerebbero su altri settori.
Anche altri Paesi stanno prendendo in considerazione la cattura del carbonio negli impianti di gas naturale. Poiché questi Paesi non hanno gli incentivi offerti dagli Stati Uniti, hanno un numero inferiore di progetti proposti, come mostra la tabella seguente. Ciò indica comunque che la tecnologia di cattura è disponibile e adeguatamente dimostrata.
Progetti internazionali di cattura e stoccaggio del carbonio
| Progetto | Dimensione | Quantità | Note |
|---|---|---|---|
| Genesee 1 e 2, Alberta Canadavii | 1.360 MW | 3 milioni di tonnellate/anno | Ripotenziamento della centrale a carbone con NGCC-CCS |
| Peterhead, Regno Unito | 910 MW | 1,5-2 milioni di tonnellate metriche/anno | Nuovo NGCC, FEED |
| Keady, Regno Unito | 910 MW | 1,5 milioni di tonnellate metriche all'anno | Nuovo NGCC, FEED |
| Net-Zero Teeside, Regno Unito | 860 MW | Fino a 2 milioni di tonnellate/anno | Nuovo NGCC, FEED |
| Staythrope, Regno Unito | 1.700 MW | Non annunciato | NGCC, FEED |
Una lunga esperienza supporta la tecnologia di cattura nelle centrali elettriche. Nei decenni passati, la cattura dal gas naturale ha contribuito a dimostrare la cattura del carbonio sul carbone. Ad esempio, dodici anni fa MHI ha utilizzato l'esperienza acquisita con la cattura nelle caldaie a gas naturale per dimostrare la cattura del carbone presso la Southern Company's Plant Barry in Alabama su un flusso di 25 MW. Il successo dell'impianto di Barry ha permesso a Petra Nova di applicare la cattura del carbonio su scala molto più ampia. Allo stesso modo, Fluor ha sviluppato un progetto di cattura del carbonio presso l'impianto NGCC di Bellingham, in Massachusetts, dal 1991 al 2005, catturando l'85-95% diCO2 da una scia da 40 MW. L'azienda ha utilizzato questa esperienza per progettare un progetto pilota di cattura in una centrale a carbone a Wilhelmshaven, in Germania, che è entrato in funzione nel 2012. L'esperienza delle centrali a carbone può essere trasferita agli impianti a ciclo combinato alimentati a gas naturale. Spesso utilizzano la stessa famiglia di solventi per catturare l'anidride carbonica, con piccole modifiche per tenere conto delle differenze nella composizione dei gas di scarico. Questi solventi sono stati sottoposti ad anni di test. Dal 2012, molti dei principali fornitori di solventi per la cattura del carbonio (tra cui Aker, Cansolv, Fluor, ION, Carbon Clean Solutions, MHI) hanno condotto importanti campagne di test presso il centro tecnologico di Mongstad (Norvegia), che può catturare 80 tonnellate metriche al giorno di gas di scarico a ciclo combinato. Le recenti campagne di prova hanno incluso dimostrazioni della catturadi CO2 con un funzionamento flessibile dell'impianto.
Infine, è importante riconoscere l'importanza di forti standard tecnologici per far progredire i nostri obiettivi climatici: senza di essi non possiamo avvicinarci ai nostri obiettivi. Affinché questi controlli sull'inquinamento da carbonio funzionino nelle centrali elettriche a carbone, è necessario applicare controlli dell'inquinamento atmosferico all'avanguardia, e anche nelle centrali NGCC devono essere utilizzati controlli all'avanguardia. È un vantaggio per tutti, per il clima e per le comunità.
i Si veda anche W.R. Elliot, Front-End Engineering Design (FEED) Study for a Carbon Capture Plant Retrofit to a Natural Gas-Fired Gas Turbine Combined Cycle Power Plant (2022), https://www.osti.gov/servlets/purl/1836563.
ii Si veda anche Deer Park Energy Center, Calpine, https://www.calpine.com/deer-park-energy-center (ultima visita 6 febbraio 2023).
iii Si veda anche Andrew Awtry, ION Clean Energy, "Project Delta" Front-End Engineering and Design for a CO2 Capture System at Calpine's Delta Energy Center (2022), https://netl.doe.gov/sites/default/files/netl-file/22CM_PSC17_Awtry_0.pdf (presentato al National Energy Technology Laboratory Carbon Management Project Review Meeting, 15-19 agosto 2022).
iv Si veda anche Landon Lunsford, Southern Company Services, Inc., Front End Engineering Design of Linde-BASF Advanced Post-Combustion CO2 Capture Technology at a Southern Company Natural Gas-Fired Power Plant (2022), https://www.osti.gov/servlets/purl/1890156.
v Il modulo di designazione dell'esclusione categorica del Dipartimento dell'Energia per lo studio FEED suggerisce che solo l'unità 2 è oggetto dello studio FEED. Pertanto, la quantità diCO2 soggetta al FEED è stata rivista al ribasso rispetto all'annuncio del DOE. Dep't of Energy, NETL, Categorical Exclusion (CX) Designation Form for Project No. DE-FOA-0002515 (2022), https://www.energy.gov/sites/default/files/2022-11/CX-026914.pdf.
vi Si veda anche Gary Rochelle et al., Cost Details from Front-End Engineering Design of Piperazine with Advanced Stripper (2022), https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=4281548.
vii Si veda anche Burns & McDonnell Delivers on Capital Power's Genesee Repowering Project, Burns & McDonnell (29 settembre 2021), https://www.burnsmcd.com/news/capital-power-genesee-repowering-project.
