Cattura e stoccaggio del carbonio: Cosa possiamo imparare dai risultati dei progetti?

Sfondo

Per evitare che le concentrazioni atmosferiche di_CO2 raggiungano livelli tali da causare un pericoloso riscaldamento globale, vi è un ampio consenso scientifico sul fatto che lo stoccaggio geologico di_CO2 svolgerà un ruolo significativo. I percorsi di mitigazione dei gas serra sviluppati dall'International Panel on Climate Change (IPCC) e dall'International Energy Agency (IEA) richiedono lo stoccaggio di diversi miliardi di tonnellate di_CO2 all'anno entro il 2050^.1 Le tecnologie note come cattura e stoccaggio del carbonio (CCS) comprendono i processi con cui la_CO2 viene separata dalle fonti di emissione, trasportata e iniettata in profondità sotto la superficie terrestre per lo stoccaggio permanente. 

Le tecnologie fondamentali per la cattura e lo stoccaggio del carbonio sono disponibili da decenni:    

• Cattura - I primi brevetti per la separazione_{della CO2} o per la "cattura del carbonio" sono stati rilasciati negli anni Trenta. Negli anni '60, le industrie potevano scegliere tra diversi processi commerciali di cattura^.2   
• Cattura - Almeno 160 milioni di tonnellate di_CO2 vengono catturate ogni anno per essere utilizzate in industrie come quella alimentare, delle bevande e dei fertilizzanti^.3 
• Trasporto - Oltre 8.500 chilometri di oleodotti trasportano_CO2 negli Stati Uniti. Negli ultimi 50 anni, hanno trasportato oltre 500 milioni di tonnellate di_CO2^.4  
• Stoccaggio - L'iniezione di_CO2 in profondità è ben conosciuta. Dal 1996 in Norvegia sono stati iniettati oltre 20 milioni di tonnellate di_CO2 in siti di stoccaggio geologico dedicati a scopi climatici. Negli Stati Uniti, oltre 850 milioni di tonnellate sono state iniettate in modo sicuro a partire dagli anni '70 per un processo noto come recupero migliorato del petrolio^.5   

Tuttavia, la combinazione di queste tecnologie per combattere il cambiamento climatico è relativamente nuova e può essere più costosa. La produzione commerciale di_CO2 si è storicamente concentrata su fonti di emissioni di maggiore purezza da cui la_CO2 può essere separata più facilmente. Ma per combattere i cambiamenti climatici, la cattura del carbonio deve essere applicata a un insieme più diversificato di industrie con poche alternative per la decarbonizzazione - come il cemento, l'acciaio e i prodotti petrolchimici - dove il costo della cattura_{del CO2} è spesso molto più alto. Sebbene la_CO2 sia stata a lungo stoccata geologicamente come effetto collaterale dell'aumento della produzione di petrolio, i progetti orientati al clima dovranno sempre più stoccare la_CO2 in falde acquifere saline profonde: essenzialmente un'attività di smaltimento dei rifiuti che aggiunge solo costi. In molti casi, anche il trasporto_{della CO2} diventerà più costoso e complesso, poiché le fonti di emissioni industriali lontane dallo stoccaggio sotterraneo dovranno inviare la_CO2 a siti di iniezione distanti. 

41 progetti commerciali di cattura e stoccaggio del carbonio sono stati identificati dal Global CCS Institute (GCCSI) come attualmente in funzione; si tratta di impianti su larga scala che catturano e immagazzinano la_CO2 prodotta da impianti industriali o da centrali elettriche fossili^.6 Tuttavia, la maggior parte di essi non sono stati sviluppati per scopi climatici e non sono tenuti a operare in modo da ridurre al minimo le emissioni_{di CO2} nell'atmosfera o massimizzare la_CO2 che immagazzinano. Molte sono iniziative puramente commerciali, in cui_{la CO2} prontamente disponibile come sottoprodotto potrebbe essere venduta agli operatori dei giacimenti petroliferi per essere utilizzata nel processo di produzione del petrolio noto come enhanced oil recovery (EOR). Alcuni sono stati sviluppati per testare nuove tecnologie di cattura, per segnalare una strategia di decarbonizzazione aziendale o per ottenere un certo grado di riduzione della_CO2, ma pochissimi sono incentivati o tenuti a massimizzare i loro benefici per il clima. 

Allo stesso tempo, molte delle tecnologie componenti che saranno necessarie per un'applicazione più ampia della cattura e dello stoccaggio del carbonio operano con successo e su larga scala come parte di impianti che non rientrano nell'elenco del GCCSI. La separazione della_CO2 durante la produzione di gas naturale e fertilizzanti è una pratica comune, con centinaia di impianti operativi in tutto il mondo. Anche la cattura di_CO2 da fonti più difficili, come la combustione di carbone e gas, è stata ampiamente utilizzata per la produzione di_CO2 per uso commerciale^.7 Circa l'80% della_CO2 utilizzata per l'EOR non viene catturata da processi industriali, ma "estratta" da serbatoi naturali di_CO2^.5  

I 41 progetti commerciali rappresentano quindi solo un'istantanea dei luoghi in cui gli incentivi commerciali o politici hanno portato queste tecnologie esistenti ad allinearsi. 

Figura 1. a) Miliardi di tonnellate (Gt) di_CO2 stoccate annualmente nel 2050 nei 95 scenari IPCC compatibili con un riscaldamento globale di 1,5°C con un limitato "overshoot" della temperatura.

Figura 1. b) L'aumento di scala dello stoccaggio_{di CO2} nello scenario "Net Zero by 2050" dell'Agenzia Internazionale dell'Energia8^,9 

L'analisi dei percorsi di decarbonizzazione globale suggerisce che dovremo catturare e immagazzinare miliardi di tonnellate di_CO2 all'anno per limitare il riscaldamento a 1,5°C - questo presenterà senza dubbio nuove sfide tecniche, economiche e politiche(Figura 1). In molti casi, sarà necessario utilizzare le tecnologie esistenti su scala molto più ampia, catturare proporzioni maggiori di_CO2 o applicarle a composizioni di gas diverse, il che comporterà sfide ingegneristiche e costi maggiori. La_CO2 sarà stoccata geologicamente in nuovi siti che potrebbero non rispondere sempre esattamente come previsto. Gli scienziati e gli ingegneri di questi settori sono fiduciosi che tutte le sfide tecniche possano e debbano essere superate, e ci sono già ampie prove di miglioramenti che vengono apportati con l'aumentare dell'esperienza. 

La sfida economica è stata l'ostacolo più grande per gli sforzi più recenti di implementare la CCS a beneficio del clima. A differenza della maggior parte dei 41 progetti identificati dal GCCSI, la CCS è solo una tecnologia di controllo dell'inquinamento quando viene utilizzata in questo modo. Come le altre tecnologie di controllo dell'inquinamento, sarà implementata solo se esiste un requisito normativo o un incentivo finanziario per farlo. Nel caso della cattura e dello stoccaggio del carbonio, questo potrebbe essere un prezzo elevato sulle emissioni di carbonio. Non sorprende che i pochi progetti guidati da tali misure normative abbiano costantemente massimizzato la_CO2 ^{immagazzinata10} e che un numero maggiore di progetti di questo tipo verrà sviluppato man mano che la politica climatica si concentrerà sul raggiungimento dell'obiettivo zero. Nonostante l'interesse politico suscitato negli anni Duemila come tecnologia climatica, la cattura e lo stoccaggio del carbonio non sono stati adeguatamente sostenuti, portando alla cancellazione di molti progetti per una semplice questione economica: nessuno catturerà e stoccherà_CO2 per niente. 

Casi di studio di progetti di cattura e stoccaggio del carbonio

Trattamento del gas naturale 

La maggior parte dei progetti classificati come progetti CCS commerciali oggi in funzione prevede la separazione della_CO2 dal gas naturale (metano). Questa_CO2 non è prodotta dall'uomo, ma si trova mescolata al metano nelle rocce porose del sottosuolo che costituiscono i giacimenti di gas naturale. Il gas naturale può contenere un'ampia gamma di concentrazioni di_CO2 - fino all'80% per alcuni giacimenti - che in genere devono essere ridotte al di sotto del 3% o meno prima che il gas naturale possa essere venduto per il consumo^.12 Le tecnologie per separare la_CO2 dal gas naturale sono state sviluppate per la prima volta negli anni '30 e sono ora una pratica industriale standard(vedi Box 1)^.13 Queste tecnologie, utilizzate da tempo per la separazione_{della CO2} dal gas naturale, costituiscono anche la base di molte delle tecnologie di cattura_{della CO2} che ora vengono applicate più ampiamente ad altre fonti di_CO2 di origine antropica. 

Sebbene la separazione_{della CO2} dal gas naturale sia molto diffusa, di solito la_CO2 viene semplicemente espulsa nell'atmosfera. Alcuni impianti situati in prossimità di giacimenti petroliferi idonei hanno ricavato valore dal sottoprodotto della_CO2 utilizzandolo per l'EOR. Questi progetti sono spesso classificati come primi progetti CCS, ma sono guidati da incentivi commerciali piuttosto che climatici. Dal 1996, alcuni impianti di trattamento del gas naturale sono stati spinti dalle normative sul clima a stoccare semplicemente la_CO2 prodotta, senza utilizzarla per la produzione di petrolio. Altri hanno ancora rinunciato all'EOR, ma hanno cercato di massimizzare la_CO2 stoccata a beneficio del clima. 

Il progetto Sleipner CCS 

Descrizione: Il progetto Sleipner CCS è una piattaforma offshore per la produzione di gas naturale situata nel Mare del Nord norvegese. Il gas estratto dal giacimento di Sleipner West contiene circa il 4-9,5% di_CO2, che deve essere ridotto a un massimo del 2,5% per soddisfare i requisiti commerciali. La separazione e lo stoccaggio geologico di questa_CO2 in eccesso sono stati effettuati sin dall'inizio della produzione di gas dal giacimento Sleipner West nel 1996, iniettando generalmente fino a 1 milione di tonnellate di_CO2 all'anno. Il progetto è gestito dalla società petrolifera e del gas Equinor (originariamente Statoil)^.14,15 

CO₂ catturata: La_CO2 viene separata dal gas naturale (metano) utilizzando un processo commerciale basato su sostanze chimiche_{che legano la CO2}, note come ammine. Il processo utilizza l'ammina monodietilammina (MDEA), sviluppata per la prima volta dalla compagnia petrolifera Elf (ora TotalEnergies). 

CO₂ immagazzinata: La_CO2 catturata viene stoccata in una formazione acquifera salina nota come arenaria di Utsira, a 800-1000 metri sotto il fondale marino^.8 

Motivazione: Nel 1991, la Norvegia ha introdotto una carbon tax sulle attività petrolifere e di gas offshore, a partire da un tasso di 51 dollari per tonnellata di_CO2 emessa, fino a raggiungere i 70 dollari per tonnellata nel 2023^.16 Ciò significa che per Sleipner aveva senso dal punto di vista finanziario stoccare la_CO2 che era già obbligata a separare, piuttosto che riversarla nell'atmosfera. Sleipner può essere considerato il primo progetto a livello globale ad aver implementato la CCS solo per motivi di abbattimento della_CO2. 

Costi e finanziamenti: Il costo totale del capitale per il progetto è stato stimato in 300 milioni di dollari^.17 I costi operativi sono stimati in 0,75 milioni di dollari all'anno^.18 

Prestazioni tecniche: Il progetto ha operato ininterrottamente dal 1996, stoccando oltre 19 milioni di tonnellate di_CO2 entro la fine del 2022^.19 Sebbene la capacità progettuale sia di 1 milione di tonnellate all'anno, la media è stata di 0,8 milioni di tonnellate all'anno per i primi 20 anni, a causa della minore produzione di gas naturale, che è scesa ulteriormente negli ultimi anni con il calo della produzione^.20  

Nel 2013, un articolo di Nature ha suggerito che la scoperta di fratture nel fondale marino avrebbe potuto portare a perdite dal sito di stoccaggio^.21 La frattura emetteva piccoli volumi di acqua e gas disciolti. Tuttavia, è stato dimostrato che la frattura era stata individuata prima dell'iniezione di_CO2 e le tracce di gas emesse erano perdite naturali di metano, senza_CO2 da Sleipner^.22 Il deposito di_CO2 rimane intatto. 

Aspetti salienti: Come primo esempio su larga scala di stoccaggio geologico di_CO2 in Europa, il progetto Sleipner è diventato un riferimento fondamentale per lo sviluppo tecnico e normativo dello stoccaggio di_CO2 nella regione. È stato utilizzato come guida per la "Direttiva sullo stoccaggio geologico della_CO2" dell'UE, che costituisce la base normativa per tutti gli Stati dell'UE (oltre a Regno Unito, Norvegia e Svizzera) per garantire lo stoccaggio sicuro e permanente_{della CO2}. Il progetto ha funzionato con successo dal 1996 e ha dimostrato diverse tecniche importanti per il monitoraggio dettagliato della_CO2 stoccata, tra cui l'imaging sismico time-lapse e il monitoraggio della pressione. Ciò consente di monitorare ad alta risoluzione il "pennacchio" sotterraneo di_CO2 che si diffonde(Figura 3). 

Figura 3. Immagini sismiche dello stoccaggio di_CO2 Sleipner, che mostrano la posizione e l'entità della diffusione del "pennacchio"_{di CO2} nel 2001^.23 

Il progetto CCS di Snøhvit 

Descrizione: Il progetto CCS di Snøhvit è associato all'impianto di Melkøya, nell'estremo nord della Norvegia, che produce gas naturale liquefatto (GNL) che può essere esportato via nave. Il gas naturale viene prodotto dal giacimento di Snøhvit in mare aperto e trasportato in un gasdotto all'impianto di Melkøya a terra. Il gas contiene circa il 5-8% di_CO2, che deve essere rimosso a livelli molto bassi (poche parti per milione) per soddisfare i requisiti più esigenti del GNL. La_CO2 separata viene trasportata in mare aperto da un gasdotto di 153 km per essere iniettata in una formazione geologica di stoccaggio profonda. La produzione di gas è iniziata nell'agosto 2007 e lo stoccaggio di_CO2 nell'aprile 2008. Può stoccare fino a 700.000 tonnellate di_CO2 all'anno^.24 

CO₂ catturata: La_CO2 viene separata utilizzando il solvente "OASE White" di BASF, il cui ingrediente principale è l'MDEA. 

CO₂ per lo stoccaggio: La_CO2 viene iniettata in acquiferi salini a circa 2,5 km di profondità. Inizialmente è stata stoccata nella Formazione Tubåen dal 2008 al 2011, per poi passare alla Formazione Stø nel 2011.  

Costi e finanziamenti: Non sono disponibili dati sul costo del progetto. 

Motivazione: Come per Sleipner, la tassa norvegese_{sulla CO2} ha creato un incentivo economico per lo stoccaggio della_CO2. Tuttavia, il progetto sembra essere stato concepito anche come vetrina tecnologica, con l'obiettivo di dimostrare che le riserve di petrolio e gas della regione potevano essere sfruttate nell'estremo nord della Norvegia in modo più ecologico e di contribuire allo sviluppo della CCS in un momento di crescente interesse per questa tecnologia da parte della Norvegia e delle aziende coinvolte. Le autorità norvegesi hanno fatto della CCS un requisito del processo di sviluppo. 

Prestazioni tecniche: Alla fine del 2021, il progetto aveva stoccato quasi 7 milioni di tonnellate di_CO2^.25 Il cambiamento dei siti di stoccaggio dopo tre anni di funzionamento si è reso necessario perché è stato osservato un graduale aumento della pressione, che indicava che la_CO2 non riusciva a diffondersi in tutto lo spazio disponibile come si pensava inizialmente. Questo problema è stato risolto iniettando la_CO2 in una formazione diversa dal 2011, che ha risposto meglio. L'iniezione annuale di_CO2 non raggiunge sempre la capacità progettuale a causa delle interruzioni della produzione dell'impianto di GNL. In particolare, un incendio nel 2020 ha portato alla chiusura dell'impianto fino al 2022. La_CO2 viene espulsa dall'impianto solo in circostanze eccezionali e richiede una richiesta di autorizzazione^.26 

Principali risultati: Snøhvit è un esempio di successo di cattura e stoccaggio del carbonio ai fini dell'abbattimento della_CO2. Il cambiamento precoce del sito di stoccaggio dimostra come i progetti futuri debbano essere flessibili alle incertezze geologiche e come sia possibile e necessario pianificare opzioni di stoccaggio alternative. Il progetto si distingue anche per l'inclusione del trasporto di_CO2 da un impianto onshore a un sito di iniezione offshore, che è il modello utilizzato dal progetto CCS norvegese "Northern Lights" (attualmente in costruzione). 

Torrente Shute 

Descrizione: L'impianto di trattamento di Shute Creek, nel Wyoming, è stato costruito all'inizio degli anni '80 per trattare il gas naturale proveniente dal giacimento LaBarge della ExxonMobil, che contiene circa il 65% di_CO2 (il che lo rende la più bassa percentuale di metano in un giacimento commerciale dell'epoca). L'impianto separa dal gas_CO2, elio e idrogeno solforato. A partire dal 1986, sono stati venduti fino a 4,3 milioni di tonnellate all'anno di flusso di_CO2 pura generato dall'impianto per l'utilizzo nell'EOR. Nel 2010, questa capacità massima è stata aumentata a 7 milioni di tonnellate all'anno. A partire dal 2005, circa 0,4 milioni di tonnellate all'anno di_CO2 sono state reiniettate nel giacimento di gas originario come parte di un flusso di rifiuti che consiste principalmente in idrogeno solforato. La ExxonMobil dichiara che i 7,4 milioni di tonnellate combinati rappresentano oltre il 75% della_CO2 proveniente dal giacimento di LaBarge - il resto viene scaricato nell'atmosfera^.27 

CO₂ e idrogeno solforato: La_CO2 e l'idrogeno solforato vengono rimossi dal gas naturale utilizzando il processo commerciale ^SelexolTM, sviluppato per la prima volta negli anni '70 e ampiamente utilizzato per il trattamento del gas naturale e per applicazioni simili. Il processo produce circa 9,6 milioni di metri cubi di_CO2 al giorno in flussi di elevata purezza (oltre il 95%), ma una parte del gas viene espulsa come parte di flussi di rifiuti più diluiti. La capacità dell'impianto di vendere la_CO2 ad alta purezza per l'EOR è dettata dalla sua capacità di comprimere la_CO2 alla pressione dei gasdotti - la capacità di compressione è stata ampliata nel 2010. 

CO₂ stoccaggio: A parte il piccolo flusso di rifiuti di gas acido stoccato in una parte del giacimento di gas di LaBarge, la_CO2 dell'impianto viene venduta a vari progetti EOR, a Rangely, Colorado e Balroil, Wyoming. 

Costi e finanziamenti: L'espansione di 2,7 milioni di tonnellate nel 2010 sarebbe costata 86 milioni di dollari^.28 

Motivazione: Il potenziale reddito derivante dalla vendita di_CO2 ai produttori di petrolio rappresenta un flusso di entrate supplementare per l'impianto, che genera grandi quantità di_CO2 pura come parte del suo normale funzionamento. A quanto pare, la ExxonMobil ha sovrastimato la domanda di_CO2 per l'EOR nell'area, con vendite a lungo termine pari solo alla metà del volume disponibile fino alla fine degli anni 2000, a causa dei bassi prezzi del petrolio in quel periodo, della posizione remota dell'impianto e della mancanza di un'adeguata infrastruttura di gasdotti_{per la CO2}. Tuttavia, la Commissione per il petrolio e il gas del Wyoming (un ente regolatore statale) ha esercitato una crescente pressione sull'impianto affinché compisse maggiori sforzi per commercializzare la_CO2 per l'EOR come mezzo per sviluppare le risorse petrolifere dello Stato. Alla fine degli anni 2000, l'aumento dei prezzi del petrolio ha portato a nuovi progetti di EOR e a un aumento delle condutture di_CO2, consentendo l'espansione della capacità di compressione_{della CO2} a Shute Creek. 

Prestazioni tecniche: Non sono stati segnalati problemi, ma non è richiesta una rendicontazione trasparente.

Principali risultati: Il progetto Shute Creek ha stoccato milioni di tonnellate di_CO2 che altrimenti sarebbero state rilasciate nell'atmosfera. Tuttavia, una parte significativa della_CO2 catturata dall'impianto non viene stoccata, semplicemente a causa della domanda insufficiente da parte dei produttori di petrolio locali. A differenza della Norvegia, il Wyoming non dispone di normative per prevenire o disincentivare tali rilasci.  

Progetto di iniezione di_CO2 Gorgon 

Descrizione: Il progetto di iniezione di_CO2 di Chevron a Gorgon preleva_CO2 da un impianto di produzione di gas naturale liquefatto nell'Australia occidentale. Chevron ha avviato per la prima volta la produzione di gas naturale nel giacimento offshore di Gorgon nel 2016, producendo un flusso di gas con un contenuto medio di_CO2 del 14%^.29 Questo gas viene trattato in un impianto a terra a Barrow Island, dove la_CO2 deve essere rimossa affinché il metano possa essere liquefatto per l'esportazione via nave. La parte CCS del progetto è iniziata nel 2019 ed è stata progettata per iniettare tra i 3,3 e i 4 milioni di tonnellate di_CO2 all'anno in un sito di stoccaggio dedicato sotto l'isola di^Barrow30. 

CO₂ e la cattura: L'impianto utilizza un processo commerciale di rimozione dei gas acidi dal gas naturale fornito da BASF. 

CO₂ per lo stoccaggio: La_CO2 viene iniettata a una profondità di circa 2,3 km in un serbatoio salino profondo noto come formazione Dupuy, costituito da roccia arenaria. 

Costi e finanziamenti: La componente di stoccaggio_{della CO2} del progetto è costata 3,1 miliardi di dollari australiani (2 miliardi di dollari statunitensi) fino alla metà del 2020, su 54 miliardi di dollari statunitensi per l'intero impianto di produzione e trattamento del gas^.31 Il progetto è una joint venture di cui sono comproprietari Chevron (47,3%), Shell (25%), Exxon (25%) e tre aziende di servizi pubblici giapponesi (ciascuna con una quota inferiore al 2%)^.32 Ha ricevuto un finanziamento di 60 milioni di dollari australiani dal Low Emissions Technology Demonstration Fund del governo australiano.  

Motivazione: Il governo dello Stato dell'Australia Occidentale ha reso lo stoccaggio_{di CO2} un requisito per la realizzazione del nuovo impianto di produzione di gas, imponendo la condizione di stoccare almeno l'80% della_CO2 prodotta per ogni periodo operativo di cinque anni. Nel 2021, questo requisito è stato modificato al 100% della CO2 per periodi successivi di cinque anni^.33 

Prestazioni tecniche: Lo stoccaggio della_CO2 separata doveva inizialmente iniziare in concomitanza con la produzione di gas nel 2016, ma è stato ritardato fino ad agosto 2019. Il ritardo è stato inizialmente causato dai controlli finali che hanno rivelato che il sistema poteva permettere all'acqua di condensare nella conduttura della_CO2 in alcune circostanze, causando la corrosione. Un sistema di rimozione dell'acqua è stato aggiunto prima dei compressori_{di CO2}, facendo slittare la data di inizio. L'impianto ha raggiunto la capacità di iniezione prevista nel febbraio 2020 e ha immagazzinato 2,5 milioni di tonnellate nel giugno 2020. Tuttavia, ha presto incontrato problemi nel mantenere questo tasso di iniezione di_CO2. Per evitare che la pressione nella roccia di stoccaggio aumenti troppo con l'iniezione di_CO2, l'acqua salata (salamoia) deve essere rimossa e reiniettata in formazioni rocciose più superficiali. La formazione di arenaria destinata all'iniezione di_CO2 sembra avere una quantità di sabbia non consolidata (poco legata) superiore al previsto, con il risultato che la sabbia entra nel flusso di salamoia e intasa i pozzi in cui viene reiniettata. Sebbene le attrezzature per la rimozione di questi solidi siano diventate operative nell'agosto 2021, Chevron ha concluso che non sarebbe stato possibile raggiungere i tassi di iniezione_{di CO2} previsti senza ulteriori mezzi per ridurre la pressione nel serbatoio di stoccaggio. Nell'anno finanziario compreso tra giugno 2020 e giugno 2021 sono stati stoccati altri 2,26 milioni di tonnellate, che sono scesi a 1,6 milioni di tonnellate nel 2021/2022 e a 1,71 milioni di tonnellate nel 2022/23 a causa del persistere dei problemi di pressione nel serbatoio(Figura 4)^.34 Per consentire al progetto di raggiungere la sua capacità progettuale, l'azienda prevede di aggiungere sistemi di filtraggio migliorati ai pozzi di estrazione dell'acqua esistenti, nonché di perforare ulteriori pozzi di estrazione e iniezione dell'acqua.

Figura 4. Quantità annuali di_CO2 rimosse dal gas naturale prodotto a Gorgon e quantità iniettate per lo stoccaggio geologico^.34 

A novembre 2023, Chevron ha dichiarato di aver stoccato un totale di 8,8 milioni di tonnellate dall'inizio del progetto. I primi cinque anni di funzionamento dell'impianto di gas naturale - durante i quali lo stoccaggio_{della CO2} non era ancora iniziato - hanno portato a un deficit di 9,5 milioni di tonnellate di_CO2 rispetto al requisito normativo di stoccare l'80% della_CO2 prodotta. Per far fronte a questo deficit, Chevron ha acquistato 5,23 milioni di tonnellate di compensazioni di carbonio nel 2022; queste consistono in Australian Carbon Credit Units (ACCU) emesse dal governo australiano, Verified Emission Reductions (emesse dal programma Gold Standard) e Verified Carbon Units (emesse dal programma Verified Carbon Standard). Queste compensazioni sono generate da progetti come l'energia rinnovabile, le misure di efficienza energetica e la rigenerazione degli ecosistemi^.35 Chevron ha inoltre investito 40 milioni di dollari australiani nel programma Lower Carbon Grants, volto a sostenere i progetti locali di decarbonizzazione nell'Australia occidentale. Per l'anno finanziario 2023 dovranno essere acquistate ulteriori compensazioni, ma a partire dal 2025 le mancanze saranno affrontate in periodi fissi di cinque anni. 

Principali risultati: I continui problemi incontrati dal progetto CCS di Gorgon evidenziano che i siti di stoccaggio geologico possono affrontare sfide tecniche inaspettate. Le aziende e i governi che intendono utilizzare lo stoccaggio_{di CO2} per la decarbonizzazione dovrebbero mitigare questo rischio assicurandosi che la caratterizzazione del sito sia effettuata in modo rigoroso e sviluppando piani di emergenza con diverse opzioni di stoccaggio possibili, in particolare per uno stoccaggio di questa portata. Il ricorso del progetto alla compensazione dei gas a effetto serra, principalmente attraverso le emissioni evitate sui mercati volontari del carbonio, è un approccio alla mitigazione a basso costo che difficilmente avrà un beneficio climatico quantificabile quanto lo stoccaggio geologico della_CO2^.36 Un'attuazione più rigorosa del requisito normativo secondo cui Gorgon deve utilizzare la CCS come parte della sua "licenza a operare" sarebbe quella di impedire all'impianto di produrre ulteriore_CO2 geologica mentre lo stoccaggio di_CO2 non è in funzione. Ciononostante, Gorgon rappresenta un passo importante per migliorare la nostra comprensione della tecnologia di stoccaggio dedicato_{della CO2} su scala molto ampia e ha impedito l'emissione di quasi 9 milioni di tonnellate di_CO2. 

Produzione di idrogeno e ammoniaca per prodotti petrolchimici e fertilizzanti

Altre industrie in cui la separazione della_CO2 viene già effettuata di routine come parte del processo commerciale includono i fertilizzanti e i prodotti petrolchimici; in entrambi i casi la cattura_{della CO2} riguarda la produzione di idrogeno. In un processo chiamato steam methane reforming, il gas naturale viene prima convertito in una miscela di monossido di carbonio e idrogeno nota come "syngas". Il monossido di carbonio viene solitamente fatto reagire con il vapore per produrre_CO2 e altro idrogeno. L'idrogeno utile viene poi separato con vari processi, lasciando la_CO2 come sottoprodotto.  

Negli impianti di fertilizzazione, l'idrogeno viene immediatamente convertito in ammoniaca, che è il precursore chiave della maggior parte dei fertilizzanti. Molti impianti di fertilizzazione fanno reagire l'idrogeno con parte della_CO2 separata per formare urea (una forma di fertilizzante azotato), che rilascia nuovamente la_CO2 quando viene utilizzata in agricoltura. Il reforming del metano a vapore è anche un processo integrato nella maggior parte delle raffinerie di petrolio, dove l'idrogeno viene utilizzato per rimuovere lo zolfo e altre impurità, oltre a convertire gli oli più pesanti in molecole più pregiate. Insieme, queste due industrie rappresentano circa la metà della produzione mondiale di idrogeno - un processo che collettivamente emette circa 830 milioni di tonnellate di_CO2 ogni anno^.38 

La quantità di purificazione aggiuntiva necessaria per lo stoccaggio della_CO2 dipende dall'esatta progettazione dell'impianto di idrogeno. Per proteggere i catalizzatori utilizzati nella sintesi dell'ammoniaca, tutti gli impianti di ammoniaca separano già la_CO2, quindi esistono centinaia di esempi di questo processo di "cattura della_CO2 " in tutto il mondo. Di solito si utilizzano solventi chimici, come il processo MDEA di BASF. Anche i vecchi riformatori di metano a vapore per le raffinerie di petrolio rimuovevano selettivamente la_CO2 in modo simile; tuttavia, le unità moderne utilizzano un processo diverso in cui il flusso di_CO2 scartato contiene ancora monossido di carbonio, idrogeno e altri gas. Questi impianti producono idrogeno molto puro, ma la_CO2 richiede un'ulteriore separazione. Questa ulteriore fase di "cattura della_CO2 " è l'obiettivo dei casi di progetto che vediamo nella produzione industriale di idrogeno. 

Tuttavia, la_CO2 proveniente da questo "flusso di processo" rappresenta solo il 60% circa delle emissioni totali del reformer, mentre un altro 40% è associato alla combustione del combustibile (solitamente gas naturale o altri idrocarburi) per riscaldare il processo. Sebbene sia più costoso catturare questa_CO2 meno concentrata, ci sono molti impianti di fertilizzazione commerciali in cui viene effettuata anche la cattura dal processo di combustione, di solito per produrre più_CO2 per la sintesi dell'urea. I più grandi catturano 450 tonnellate di_CO2 al giorno (~150.000 tonnellate all'anno)^39.  

Molti nuovi piani per equipaggiare la produzione di idrogeno con la cattura del carbonio hanno scelto una tecnologia alternativa nota come autothermal reforming, in cui la_CO2 è prodotta in un unico flusso e può essere più facilmente separata in una sola fase del processo. 

Il progetto Quest per la cattura e lo stoccaggio del carbonio 

Descrizione: Il progetto Quest è un'iniziativa guidata da Shell per catturare e stoccare almeno 1 milione di tonnellate di_CO2 all'anno dalla produzione di idrogeno presso l'impianto Scotford Upgrader di Alberta, in Canada. L'idrogeno viene utilizzato per la "riqualificazione" del bitume prodotto dalle operazioni sulle sabbie bituminose dell'Alberta, essenzialmente per convertire gli oli più pesanti in oli più leggeri. Per produrre l'idrogeno dal gas naturale e da alcuni gas di scarto prodotti da altri processi dell'impianto vengono utilizzati dei riformatori di metano a vapore. I riformatori producono anche un flusso separato di_CO2 dal combustibile bruciato per fornire calore e l'impianto più ampio comprende una centrale elettrica a gas per fornire elettricità e vapore^.40,41 

Quest è stato progettato per catturare l'80% della_CO2 presente nel syngas prodotto dai tre reformer e l'obiettivo di 1 milione di tonnellate si basa sull'ipotesi che essi funzionino per il 90% dell'anno. La capacità totale del progetto, pari a 1,2 milioni di tonnellate, si basa sul funzionamento continuo. Il progetto ha iniziato a stoccare la_CO2 nell'agosto 2015.  

CO₂ cattura: Il riformatore a vapore del metano produce syngas - una miscela di monossido di carbonio e idrogeno - che viene poi convertito in_CO2 e idrogeno. La_CO2 viene poi rimossa da questo gas con il processo ADIP-X di Shell, che utilizza il solvente monoetildiamina (MDEA). Si trattava di una tecnologia esistente che doveva essere riprogettata per soddisfare i requisiti dell'impianto. 

CO₂ e lo stoccaggio: La_CO2 viene trasportata per circa 64 km da una conduttura e iniettata in una falda acquifera salina nelle Basal Cambrian Sands, a oltre 2 km di profondità. 

Costi e finanziamenti: Quest è costato 790 milioni di dollari australiani per la costruzione e ha costi operativi stimati in 30-35 milioni di dollari australiani all'anno^.41 Ha ricevuto 6,3 milioni di dollari australiani dal fondo "Alberta Innovates" e 745 dollari australiani dal fondo CCS della provincia, di cui il 40% è destinato ai primi dieci anni di funzionamento. Il progetto ha ricevuto anche una sovvenzione di 120 milioni di dollari australiani dal governo federale per lo sviluppo pre-costruzione (Natural Resources Canada)^{40 .}  

Motivazioni: Il progetto è stato spinto dall'ambiente favorevole ai finanziamenti creato dal governo dell'Alberta e dall'interesse strategico di Shell nello sviluppo della CCS, oltre che da un interesse specifico nel migliorare le emissioni di gas serra della produzione di sabbie bituminose, che è significativamente peggiore rispetto alla produzione convenzionale. Oltre alle sovvenzioni dei governi provinciali e federali, Quest beneficia della generazione di crediti di compensazione ai sensi della "Technology Innovation and Emissions Reduction (TIER) Regulation" dell'Alberta. Grazie al suo status di progetto "primo nel suo genere" nella provincia, il progetto ha ricevuto due crediti di compensazione per ogni tonnellata di_CO2 evitata dalla cattura e dallo stoccaggio del carbonio, a partire da un valore di credito di 15 dollari australiani per tonnellata nel 2015 e raggiungendo 50 dollari australiani per tonnellata nel 2022^.42 Questo raddoppio dei crediti è stato fissato per scadere nel 2025 o prima, se le entrate del progetto dovessero mai superare i suoi costi (questo si è verificato, secondo quanto riferito, dal sommario del progetto del 2022). A seguito dell'entrata in vigore della legge federale canadese sui prezzi dell'inquinamento da gas serra nel 2022, il valore dei crediti nel sistema TIER deve seguire come minimo una traiettoria che porti a 170 dollari australiani per tonnellata di_CO2 nel 2030, aumentando con incrementi annuali di 15 dollari^{australiani43.} 

Prestazioni tecniche: I dati sulle prestazioni di Quest sono resi disponibili nelle relazioni annuali di sintesi al governo dell'Alberta. L'impianto ha costantemente catturato e stoccato quasi l'80% dell'obiettivo, con un tasso medio di cattura del 79% nel periodo 2015-2021 per il quale sono disponibili i dati(Figura 5). In combinazione con il funzionamento costante dell'unità di idrogeno, questo ha fatto sì che il volume stoccato annualmente sia stato generalmente superiore all'obiettivo minimo di 1 milione di tonnellate all'anno, ad eccezione del 2020 e del 2022, quando è sceso rispettivamente a 0,94 e 0,97 milioni di tonnellate. Per calcolare la quantità netta di_CO2 evitata dal progetto in ogni anno, vengono sottratte le emissioni derivanti dall'alimentazione del processo stesso, che ammontano in media a 0,24 milioni di tonnellate all'anno. I rapporti annuali descrivono anche tutti i problemi tecnici che hanno portato alla riduzione dei tassi di cattura, che in genere includono la manutenzione programmata e vari guasti alle apparecchiature risolti rapidamente, come interruzioni di corrente o valvole difettose. A maggio 2024, Quest aveva stoccato 9 milioni di tonnellate di_CO2^.44 

Figura 5. Prestazioni dei progetti Quest CCS nel ^tempo45 

Principali risultati: Quest ha implementato un processo di separazione_{della CO2} esistente su una scala più ampia rispetto a quanto realizzato in precedenza, ed è stato anche il terzo progetto a livello globale a stoccare la_CO2 su larga scala in un bacino salino, unicamente ai fini della riduzione delle emissioni. Nel complesso, il progetto è stato un successo tecnico, nonostante in alcuni anni sia stato marginalmente inferiore agli obiettivi di cattura. 

Impianto di produzione di idrogeno di Air Products a Port Arthur 

Descrizione: L'azienda di gas industriali Air Products gestisce due reformer di metano a vapore nella raffineria di petrolio Valero di Port Arthur, sulla costa del Golfo del Texas. Questi forniscono oltre 200 milioni di piedi cubi al giorno di idrogeno alle raffinerie della zona. La cattura di almeno il 90% della_CO2 dalla prima unità è iniziata nel dicembre 2012 e dalla seconda unità nel marzo 2013. Nell'ipotesi di un funzionamento continuo dell'impianto, è possibile catturare circa 1 milione di tonnellate statunitensi (0,925 tonnellate metriche) all'anno^.46,47 

CO₂ catturata: La_CO2 viene separata dal flusso del processo di reforming utilizzando un processo proprietario di Air Products basato sull'adsorbimento sotto vuoto. La_CO2 viene assorbita selettivamente su un materiale solido, quindi viene applicato il vuoto per rilasciare_CO2 pura. Questo processo relativamente insolito è stato utilizzato al posto dei solventi, in quanto non richiede l'uso di vapore per il processo ed è stato giudicato più economico. Un concetto simile è stato utilizzato per la prima volta da Air Products in un impianto di idrogeno in Pennsylvania, per produrre_CO2 per la vendita, dove ha operato ininterrottamente dal 1986. La_CO2 viene anche essiccata e compressa. 

Stoccaggio della_CO2: È stato costruito un oleodotto di collegamento di 21 km per portare la_CO2 a un oleodotto_{di CO2} a lunga distanza già esistente sulla costa del Golfo (la "Green Pipeline" di Denbury). La_CO2 viene poi trasportata per 150 km e utilizzata per il recupero del petrolio nel campo petrolifero di West Hastings. Questo giacimento è stato sottoposto a una procedura di monitoraggio e verifica per tenere conto della quantità di_CO2 stoccata. 

Costi e finanziamenti: Il costo totale del progetto è stato di 431 milioni di dollari, con una sovvenzione del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti che ha contribuito per 284 milioni di^dollari46. 

Motivazioni: Il progetto è stato guidato dall'allineamento del programma di finanziamento del DOE per la cattura e lo stoccaggio del carbonio industriale (nell'ambito dell'American Recovery and Resilience Act) con gli obiettivi strategici dell'azienda Air Products. Tra questi, l'opportunità di dimostrare il potenziale di decarbonizzazione della crescente attività dell'azienda nel settore dei gas industriali, nonché la fattibilità su larga scala della sua nuova tecnologia di cattura_{della CO2}. 

Prestazioni tecniche: I termini della sovvenzione DOE prevedevano che il progetto operasse per un periodo dimostrativo che si è concluso nel settembre 2017, quando è stata pubblicata una relazione finale. Questa relazione non riportava alcun problema di rilievo per l'impianto e prevedeva di rimanere in funzione "almeno per i prossimi anni". A partire dal 2024, l'impianto continua a funzionare. Nel maggio 2013, l'impianto ha condotto un "test di capacità" dimostrando la sua massima capacità di cattura di_CO2 nell'arco di 24 ore. Durante questo test ha prodotto il 4-5% in più di_CO2 rispetto al tasso di cattura previsto. Nel giugno 2016 l'impianto ha annunciato di aver catturato oltre 3 milioni di tonnellate di_CO2. Tuttavia, non sembra che l'impianto comunichi regolarmente i volumi catturati e stoccati. Gli impianti di idrogeno dovrebbero funzionare in modo abbastanza continuo, ma possono occasionalmente spegnersi a causa della riduzione della domanda di idrogeno. 

Per confermare lo stoccaggio permanente della_CO2, il progetto ha dovuto dimostrare al Dipartimento dell'Energia un'adeguata attività di monitoraggio, verifica e contabilizzazione. Le misure normalmente adottate dall'operatore di recupero del petrolio (Denbury Onshore) sono state considerate sufficienti, ma sono state integrate da un ulteriore lavoro di monitoraggio da parte dell'Università del Texas di Austin e Dallas. 

Aspetti salienti: Il progetto ha dimostrato principalmente l'uso del sistema di adsorbimento a oscillazione sotto vuoto per la separazione di grandi volumi di_CO2 dai riformatori di metano a vapore. Ha soddisfatto i requisiti di prestazione durante il periodo di dimostrazione triennale richiesto dal DOE statunitense, ma dal 2017 ha reso disponibili al pubblico pochissimi dati, in quanto opera come fornitore commerciale di_CO2 per l'EOR.  

Il progetto Alberta Carbon Trunkline 

Descrizione: L'Alberta Carbon Trunkline, in Canada, è una conduttura di_CO2 lunga 240 km che trasporta la_CO2 da un impianto di fertilizzazione (Nutrien Redwater) e da una raffineria (NWR Sturgeon) a un giacimento petrolifero esaurito da utilizzare per il recupero del petrolio. Il progetto è entrato in funzione nel 2020 e può ricevere fino a 1,3 milioni di tonnellate di_CO2 all'anno da NWR Sturgeon e fino a circa 0,2 milioni di tonnellate da Nutrien Redwater (aumentate a 0,3 milioni di tonnellate nel 2023). Si prevede che in futuro altre fonti di emissioni si collegheranno al gasdotto, che è in grado di accogliere fino a 14,6 milioni di tonnellate all'anno. Il progetto è una partnership tra Enhance Energy, che possiede e gestisce il giacimento petrolifero, Wolf Carbon Solutions, che possiede e gestisce l'oleodotto, e NWR. 

CO₂ catturata: L'impianto di fertilizzazione produce un flusso di_CO2 misto ad acqua, che viene rimosso da un'apparecchiatura di disidratazione prima che la_CO2 secca venga compressa e immessa nell'oleodotto. La raffineria utilizza il processo commerciale di cattura Rectisol per separare la_CO2 secca da una miscela di gas di sintesi prodotta dalla "gassificazione" degli oli pesanti presenti nelle sabbie bituminose. Sviluppato da Linde, il processo Rectisol dissolve la_CO2 in metanolo freddo ed è ampiamente utilizzato nella produzione di idrogeno, ammoniaca, metanolo, monossido di carbonio e altri prodotti chimici. 

CO₂ stoccaggio: La_CO2 viene trasportata per 240 km al Clive Field di Enhance Energy, dove viene iniettata in un giacimento di idrocarburi esaurito a circa 2 km sotto la superficie e utilizzata per il recupero del petrolio. La_CO2 viene stoccata in modo permanente, poiché la_CO2 che ritorna in superficie con il petrolio viene reiniettata (il cosiddetto "ciclo chiuso").  

Costi e finanziamenti: Il progetto completo è costato circa 1,2 miliardi di dollari australiani. Ha ricevuto 63,2 milioni di dollari australiani come sovvenzione dal governo federale (attraverso Natural Resources Canada) e nel corso delle operazioni riceverà fino a 495 milioni di dollari australiani come finanziamento dal governo dell'Alberta. Il progetto riporta anche annualmente un costo totale per tonnellata di_CO2 catturata e stoccata (compresi tutti i costi operativi e di capitale), che è stato indicato in 102 dollari australiani per tonnellata nel 2022^.48 A parte la sovvenzione governativa, la redditività economica del progetto è sostenuta dalle entrate derivanti dalla produzione di idrocarburi dal recupero potenziato del petrolio e dalla generazione di crediti di carbonio ai sensi della normativa TIER dell'Alberta per i grandi emettitori.  

Motivazione: Enhance e NWR hanno collaborato nel 2008 con l'obiettivo di dare a più industrie della zona l'accesso alle infrastrutture di trasporto e stoccaggio_{della CO2}. Lo stoccaggio di_CO2 industriale in Alberta è incentivato dalla generazione di crediti di carbonio nell'ambito delle norme di conformità ai gas serra della provincia, mentre la riduzione delle emissioni negli impianti di produzione di carburante è ulteriormente incentivata dal regolamento sui combustibili puliti del governo federale.  

Prestazioni tecniche: Il progetto fornisce una sintesi annuale delle prestazioni operative e degli eventuali problemi riscontrati, mentre le quantità annuali stoccate sono registrate anche da Enhance Energy e Alberta Carbon Registries^.48,49 La rendicontazione dal 2021 al 2022 mostra che entrambe le fonti di_CO2 hanno inviato ogni anno una quantità leggermente inferiore alla capacità massima, con una media di 1,15 milioni di tonnellate all'anno. Tuttavia, ciò è dovuto al fatto che i processi di produzione di entrambi i siti sono rimasti più tempo fuori linea e quindi hanno prodotto meno_CO2 per la cattura. Nei primi due anni completi di funzionamento, l'apparecchiatura di cattura_{della CO2} presso la raffineria è stata disponibile per il 97% del tempo, mentre la disidratazione e il compressore_{della CO2} utilizzati presso l'impianto di fertilizzazione hanno registrato una disponibilità superiore al 99%. A maggio 2024, Enhance Energy riferisce di aver stoccato 5,1 Mt di emissioni di_CO2 dall'inizio delle operazioni^.50 

Principali risultati: Le tecnologie di cattura_{della CO2} presso l'impianto di fertilizzazione e la raffineria sono già ampiamente utilizzate nei rispettivi settori. L'Alberta Carbon Trunkline dimostra principalmente che è tecnicamente e commercialmente fattibile costruire condotte condivise su larga scala per la_CO2. L'operazione di recupero del petrolio è soggetta a un programma aggiuntivo di monitoraggio, misurazione e verifica per garantire che tutta la_CO2 venga stoccata in modo permanente.  

Bioetanolo 

Il bioetanolo è tipicamente prodotto dalla fermentazione di tipi di biomassa contenenti zuccheri o amido, come i cereali o la canna da zucchero. L'etanolo così ottenuto può essere utilizzato come alternativa ai carburanti per autotrazione di origine fossile. La produzione mondiale di bioetanolo è dominata dagli Stati Uniti (in gran parte dal mais) e dal Brasile (in gran parte dalla canna da zucchero). Il gas prodotto dalla fermentazione del bioetanolo è costituito interamente da_CO2 e acqua, quindi la "cattura del carbonio" in questi siti richiede solo l'aggiunta di una fase di rimozione dell'acqua (disidratazione) e la compressione_{della CO2}. Questi processi sono tecnologie consolidate, ma rappresentano comunque un investimento per l'impianto. Ci sono anche emissioni separate associate alla fornitura di calore ed energia al processo e alle relative linee di produzione, spesso fornite da combustibili fossili. Dato che non esistono sanzioni o restrizioni sulla "carbon tax" per l'emissione di_CO2 non fossile e biologica, raramente ci sono stati incentivi per evitare queste emissioni. Tuttavia, gli incentivi diretti per i progetti CCS e la produzione di combustibili a basse emissioni di carbonio stanno iniziando a guidare i progetti in questo settore negli Stati Uniti, così come il crescente interesse per lo stoccaggio della_CO2 biologica come forma di "rimozione del biossido di carbonio". 

Progetto industriale di cattura e stoccaggio del carbonio dell'Illinois 

Descrizione: Commissionato nel 2017, il progetto Illinois Industrial CCS è stato progettato per catturare fino a 1 milione di tonnellate all'anno dalla produzione di bioetanolo presso lo stabilimento Archer Daniels Midland (ADM) di Decatur. Il progetto fa seguito al più piccolo Illinois Basin Decatur Project, che ha catturato 1.000 tonnellate di_CO2 al giorno dallo stesso sito e alla fine ha stoccato un milione di tonnellate di_CO2 in tre anni (2011-2014). Il progetto di cattura più grande è stato progettato per aggiungere un'ulteriore capacità di 2000 tonnellate al giorno da una serie di fermentatori di etanolo. Il sito di Decatur è un'industria agricola di grandi dimensioni, con diverse altre fonti di emissione, tra cui la produzione di energia elettrica da combustibili fossili in loco. 

CO₂ catturata: La fermentazione del bioetanolo nell'impianto produce un flusso di_CO2 di elevata purezza che contiene meno del 3% di acqua. La_CO2 viene disidratata utilizzando un processo commerciale di assorbimento con tri-etilenglicole e compressa a circa 100 bar. 

CO₂ per lo stoccaggio: La_CO2 viene trasportata da una conduttura per 1 miglio e iniettata nella formazione Mt Simon Sandstone, a circa 1,9 km sotto la superficie.  

Costi e finanziamenti: Il progetto è costato 207 milioni di dollari ed è stato sostenuto da una sovvenzione del DOE di 141 milioni di dollari. 

Motivazione: Il progetto era un partenariato pubblico-privato tra Archer Daniels Midland e il DOE degli Stati Uniti, sostenuto dai fondi dell'American Recovery and Reinvestment Act (ARRA). L'obiettivo era quello di far progredire la ricerca sullo stoccaggio_{di CO2}, beneficiando al contempo di un credito d'imposta per lo stoccaggio di_CO2 noto come "45Q". Introdotto nel 2008, il credito inizialmente assegnava 22 dollari per ogni tonnellata di_CO2 stoccata in un acquifero salino (è stato aumentato nel 2018 e poi di nuovo nel 2022).  

Prestazioni tecniche: I dati dell'Agenzia per la Protezione dell'Ambiente (EPA) mostrano che il progetto ha stoccato circa 520 mila tonnellate all'anno, scendendo a 444 mila tonnellate nel 2021(Figura 6)^.51 L'impianto attribuisce questo calo alla riduzione della domanda di etanolo a seguito della pandemia di Covid, e i dati preliminari del 2023 indicano un livello di iniezione record. Secondo ADM, il funzionamento costante a livelli ben al di sotto della capacità di progetto dichiarata per lo stoccaggio di_CO2 (1 milione di tonnellate all'anno) è generalmente associato a una produzione di etanolo inferiore alla capacità massima dell'impianto^.52 Tuttavia, l'impianto ha incontrato anche alcune difficoltà tecniche che hanno avuto un impatto sui tassi di iniezione. In particolare, quando si opera a tassi di produzione di etanolo più bassi, nel flusso di_CO2 può rimanere una quantità eccessiva di etanolo o di acqua, che ne impedisce la compressione e lo stoccaggio. È stato inoltre scoperto che alcuni lubrificanti presenti nel compressore entravano nella_CO2 e, in ultima analisi, intasavano parti del pozzo di iniezione. Questo problema è stato risolto con una pulizia chimica del pozzo di iniezione. Infine, si sono verificati problemi minori alle apparecchiature, tipici degli impianti chimici, tra cui la manutenzione associata al gelo. 

Figura 6. Volumi di_CO2 iniettati annualmente nel progetto CCS industriale dell'^Illinois50 

Principali risultati: Il progetto Decatur e il progetto Illinois Industrial CCS sono i primi progetti di stoccaggio su larga scala di_CO2 in un bacino salino negli Stati Uniti e tra i primi a livello globale. Entrambi i progetti hanno quindi fornito una preziosa esperienza sullo stoccaggio dedicato_{di CO2} in queste formazioni, comprese le tecnologie di misurazione, monitoraggio e verifica.I tassi di iniezione di_CO2 inferiori al tasso di progetto sono in parte legati a una produzione di etanolo inferiore al previsto, nonché a problemi tecnici riscontrati in determinate condizioni operative, che il progetto continua a risolvere. L'impianto ha un maggiore incentivo commerciale a ottimizzare il funzionamento del suo processo di produzione di etanolo piuttosto che a massimizzare la_CO2 stoccata.    

Generazione di energia 

Le centrali elettriche a carbone sono tra le maggiori fonti singole di_CO2 al mondo e il settore nel suo complesso emette quasi un quarto delle emissioni globali di_CO2. Molti ricercatori e governi hanno quindi considerato questi impianti come una delle prime priorità per l'uso della cattura e dello stoccaggio del carbonio come tecnologia per il clima, e diversi progetti su larga scala sono stati pianificati da aziende elettriche in Europa e Nord America tra la fine degli anni 2000 e l'inizio del 2010.  

A differenza dell'uso esistente della cattura del carbonio nella lavorazione del gas naturale e nei prodotti petrolchimici, la separazione di grandi quantità di_CO2 dai gas di scarico delle centrali elettriche (noti come gas di combustione) non ha alcuno scopo commerciale ed è stata presa in seria considerazione per la prima volta come opzione di mitigazione delle emissioni negli anni '90. I gas di scarico del carbone contengono circa il 10-15%_{di CO2} e sono a pressione ambiente, quindi per separare la_CO2 occorrono più energia e apparecchiature più grandi rispetto al gas naturale o al syngas. Contiene anche contaminanti come particolato e ossidi di zolfo e azoto; nella maggior parte delle regioni, questi devono già essere in gran parte rimossi per soddisfare gli standard di qualità dell'aria, ma molti processi di cattura del carbonio possono richiedere che il gas sia sottoposto a un ulteriore trattamento.  

Nonostante queste sfide, i processi commerciali per la cattura_{della CO2} dalla combustione dei combustibili fossili hanno preceduto l'interesse per questa tecnologia per motivi climatici. La domanda di_CO2 da parte di alcuni settori, tra cui l'industria alimentare e delle bevande, ha spinto lo sviluppo di molti impianti di cattura_{della CO2} su processi di combustione industriale su piccola scala a partire dai primi anni '80, come caldaie e forni a carbone, gas e petrolio, motori a gas e turbine a gas^.53 Questi impianti hanno una scala che va da circa 100.000 a 500.000 tonnellate di_CO2 all'anno e separano la_CO2 da miscele di gas di composizione molto simile a quella delle centrali elettriche su larga scala. 

Utilizzando queste tecnologie esistenti di separazione_{della CO2} o varianti modificate, negli anni '90 e 2000 sono state condotte molte prove sui fumi delle centrali a carbone, con l'obiettivo di catturare la_CO2 da un'intera unità di produzione di energia, il che richiederebbe la cattura di almeno 1 milione di tonnellate all'anno^.54  

Poiché le centrali a carbone sono diventate oggetto di obiettivi di eliminazione graduale in Europa e Canada e meno competitive dal punto di vista economico negli Stati Uniti, in alcuni Paesi l'interesse si è spostato verso le centrali a gas, sulla base del fatto che probabilmente rimarranno parte integrante del funzionamento stabile della rete elettrica. I fumi delle centrali a gas sono più diluiti in_CO2 rispetto ai fumi del carbone, circa il 3-4%, ma le tecnologie considerate sono molto simili a quelle utilizzate per il carbone e sono state testate o utilizzate commercialmente anche su scala ridotta. I gas di scarico presentano inoltre un numero inferiore di contaminanti, ma contengono livelli più elevati di ossigeno che possono richiedere la rimozione. 

L'interesse per l'utilizzo della cattura del carbonio per l'energia a carbone rimane negli Stati Uniti, in Cina e in India, dove si prevede che le grandi flotte di centrali a carbone rimarranno in qualche modo per diversi decenni (soprattutto in Asia). Diverse società elettriche cinesi hanno dichiarato l'ambizione di dotare una grande centrale a carbone della cattura e dello stoccaggio del carbonio nei prossimi anni^.55  

Progetto di cattura del carbonio della diga di Boundary 

Descrizione: L'unità 3 è stata ammodernata con una caldaia rinnovata e una nuova turbina, un processo di rimozione degli ossidi di zolfo dai fumi e un sistema di cattura del carbonio progettato per catturare fino al 90% delle emissioni, ovvero 3200 tonnellate al giorno^. L'unità ammodernata ha una potenza netta di 150 MW, che si riduce a circa 115 MW quando la cattura del carbonio è in funzione. La cattura e lo stoccaggio del carbonio sono iniziati nell'ottobre 2014. 

CO₂ catturata: La_CO2 viene separata utilizzando un solvente a base di ammina sviluppato da Shell Cansolv (una tecnologia canadese acquisita da Shell nel 2008). La sostanza chimica reagisce con la_CO2 dei gas di scarico in una grande torre di assorbimento e viene rigenerata per rilasciare la_CO2 utilizzando il vapore estratto dalla centrale elettrica. Il processo era stato testato su scala molto più piccola nel Regno Unito (50 tonnellate di_CO2 al giorno) e in Sudafrica (170 tonnellate al giorno). 

CO₂ per lo stoccaggio: La maggior parte della_CO2 viene venduta per essere utilizzata nel recupero del petrolio presso il giacimento di Weyburn, dove viene trasportata attraverso un oleodotto lungo 70 km. La_CO2 non richiesta dal giacimento viene stoccata in un serbatoio salino profondo (3,4 km sotto la superficie) nell'ambito di un progetto di ricerca noto come Aquistore.  

Costi e finanziamenti: Il costo totale del progetto è stato di 1,47 miliardi di dollari australiani. Tuttavia, il 30% di questo costo era associato alla nuova caldaia e alla turbina, circa il 20% ad altri controlli delle emissioni e circa il 50% al processo di cattura del carbonio. A differenza di molti impianti a carbone, Boundary Dam non disponeva di attrezzature per la rimozione degli ossidi di zolfo dai fumi (desolforazione), il che ha aumentato il costo totale. Il progetto ha ricevuto 240 milioni di dollari australiani come sovvenzione dal governo federale. Anche le entrate previste dalla vendita di_CO2 all'EOR e i sottoprodotti di acido solforico e ceneri volanti erano parte integrante del business case. Nel 2014 è stato stipulato un contratto decennale per l'offtake di_CO2 con l'operatore del giacimento petrolifero Cenovus (ora Whitecap Resources). 

Motivazione: Quando il progetto è stato concepito, si prevedeva l'entrata in vigore di una nuova normativa federale che imponeva un'intensità massima di carbonio per le centrali elettriche più vecchie e che avrebbe reso le centrali a carbone del Saskatchewan non redditizie a lungo termine. Pur investendo nell'energia eolica per la provincia, SaskPower aveva bisogno di una fonte di energia di riserva affidabile a lungo termine e considerava la nuova energia a gas economicamente rischiosa, data la sua dipendenza dalla volatilità dei prezzi del gas^.57 L'alternativa scelta è stata quella di utilizzare la CCS per decarbonizzare alcune delle unità a carbone esistenti, che bruciano il carbone "lignite" a basso costo, estratto localmente. La fattibilità economica di questa opzione è stata ulteriormente rafforzata dalla sovvenzione del governo federale e dalle entrate derivanti dalla vendita di_CO2 all'operatore del campo petrolifero. La normativa prevista è entrata in vigore nel 2015, imponendo alle centrali elettriche più vecchie di non emettere più di 420 tonnellate di_CO2 per GWh generato - impossibile per una centrale a carbone senza cattura del carbonio. Nel 2018 è stato esteso a tutte le centrali elettriche, indipendentemente dall'età, a partire dal 2030. Inoltre, nel 2019 è stato imposto un prezzo federale del carbonio, che raggiungerà 80 dollari australiani nel 2024 e sarà destinato a salire a 170 dollari australiani nel 2030. 

Prestazioni tecniche: A maggio 2024, il progetto CCS Boundary Dam 3 ha catturato e stoccato oltre 6 milioni di tonnellate di_CO2, ma ha incontrato diverse difficoltà tecniche dall'inizio del 2014. I rapporti periodici sulle prestazioni forniscono informazioni sui fattori responsabili delle carenze(cfr. riquadro 2) e sul modo in cui i vari problemi sono stati superati con successo(Figura 5)^.58,59 La maggior parte dei problemi nei primi tre anni di funzionamento erano legati al particolato di cenere proveniente dalla centrale elettrica che entrava nel sistema, causando l'intasamento e l'incrostazione di diverse apparecchiature. Si trattava di una sfida particolare per Boundary Dam, a causa della grande quantità di ceneri fini prodotte dal carbone locale e dell'uso di sistemi di rimozione del particolato relativamente poco efficienti. Per affrontare i problemi legati alle ceneri, SaskPower ha apportato modifiche all'impianto durante le fermate del 2015 e del 2017, tra cui l'installazione di sistemi di nebulizzazione dell'acqua per eliminare il particolato indesiderato e di apparecchiature aggiuntive "ridondanti" che hanno permesso all'impianto di continuare a funzionare durante la pulizia delle apparecchiature. Altri problemi affrontati sono stati la pulizia del solvente, che si stava degradando più del previsto, e la sostituzione di un serbatoio di stoccaggio del solvente che perdeva.  

A parte l'arresto programmato nel 2017, l'impianto ha funzionato con un'affidabilità relativamente buona dal 2016 al 2020, raggiungendo una disponibilità del 94% nel 2020. Tuttavia, la_CO2 totale catturata è stata in media solo di circa il 60% durante questo periodo, principalmente a causa di una quantità di gas di scarico inviata all'impianto di cattura sempre inferiore a quella pianificata - meno del 75% del flusso totale di gas nella maggior parte degli anni(Figura 7). Questo è generalmente il risultato di incrostazioni e incrostazioni delle apparecchiature che limitano la quantità di gas che può essere aspirata nel sistema e trattata correttamente. Mentre i primi problemi legati alla contaminazione delle ceneri sono stati per lo più risolti, i problemi più recenti riguardano la crescita biologica nell'assorbitore e la "schiumatura" dei solventi. Questi problemi sono stati affrontati utilizzando agenti chimici di pulizia e "antischiuma" e l'aspirazione dei gas di scarico è aumentata nel 2022, ma non sono stati completamente risolti.  

Tuttavia, la Figura 7 evidenzia anche che l'impianto di cattura cattura costantemente circa il 90% della_CO2 contenuta nei gas di scarico ricevuti; in altre parole, il processo chimico funziona come previsto. Dati più dettagliati mostrano che l'impianto spesso cattura ben oltre il 90% della_CO2 che riceve in una determinata ora, con una media di oltre il 95% negli ultimi due^anni59.

Figura 7. Prestazioni dell'impianto di cattura_{della CO2} (CCP) presso la diga di Boundary 3 dal 2016 al 2022⁵⁹

Nel 2021 e nel 2022 si sono verificati arresti importanti a causa di guasti al compressore_{di CO2}, attribuiti a difetti di fabbricazione, che sono stati risolti con parti di ricambio. Dati più recenti mostrano che l'impianto di cattura è stato operativo per l'85% del tempo nel 2023 e per oltre il 92% nella prima metà del 2024^.60 L'impianto ha catturato una quantità record di_CO2 in un periodo di 12 mesi da luglio 2023 a giugno 2024 (882.273 tonnellate), indicando che i miglioramenti operativi e progettuali stanno avendo effetto^.60

La diminuzione della_CO2 catturata rispetto al massimo previsto è in parte attribuibile anche alla scelta dei gestori degli impianti di effettuare una minore cattura di_CO2, sia per massimizzare la produzione di energia, sia perché c'è una minore richiesta da parte del giacimento petrolifero. L'incentivo economico a massimizzare la cattura_{di CO2} sta diventando più significativo con l'aumento del prezzo del carbonio in Canada. 

Principali risultati: Sebbene l'impianto di cattura di Boundary Dam abbia dovuto affrontare diverse sfide tecniche, queste sono tipiche di una prima dimostrazione su scala reale di una nuova tecnologia, in particolare di processi chimici. Il progetto originale dell'impianto presentava alcune carenze, in particolare per quanto riguarda l'inadeguata pulizia dei fumi e la mancanza di ridondanza delle apparecchiature. I principali problemi che il progetto ha dovuto affrontare all'inizio sono stati tutti affrontati con successo e gli impianti futuri saranno in grado di prevenire questi problemi fin dalla fase di progettazione. I rari fallimenti di tecnologie commerciali altrimenti consolidate - in particolare il compressore_{di CO2} - sono di importanza limitata per la preparazione tecnica generale della tecnologia di cattura_{della CO2} e dovrebbero essere affrontati più rapidamente con lo sviluppo delle catene di fornitura. Quando la centrale elettrica si trova ad affrontare prezzi del carbonio più elevati, è sempre più incentivata ad adeguare la propria produzione a un livello che l'impianto di cattura è in grado di gestire - dimostrando che, con i giusti strumenti politici, la tecnologia di cattura_{della CO2} è solo un aspetto di ciò che è necessario per ridurre le emissioni. 

Petra Nova 

Descrizione: Petra Nova è un progetto di cattura e stoccaggio dell'anidride carbonica presso la centrale elettrica a carbone e gas di NRG di WA Parish, in Texas, un sito di grandi dimensioni che comprende quattro unità a carbone costruite tra il 1977 e il 1982. La cattura e lo stoccaggio del carbonio sono stati applicati a circa il 40% dei gas di scarico emessi dall'Unità 8 da 615 MW, solitamente espressi come "equivalenti" a un impianto da 240 MW, per un massimo di 1,4 milioni di tonnellate di_CO2 catturate all'anno. Il progetto è entrato in funzione nel 2017, ma nel settembre 2020 l'impianto di cattura ha smesso di funzionare, adducendo la scarsa convenienza economica della produzione di petrolio durante la pandemia di Covid-19, che ha danneggiato il business case incentrato sull'enhanced oil recovery. Nel 2023, JX Nippon ha acquistato la quota del 50% di NRG nel progetto, con l'intenzione di utilizzare l'impianto per acquisire ulteriore esperienza tecnica nella cattura del carbonio. L'impianto è stato riavviato nel settembre 2023^.61  

CO₂ catturata: La_CO2 viene catturata utilizzando un solvente a base di ammina prodotto da Mitsubishi Heavy Industries. Questo processo è stato precedentemente installato in 11 siti commerciali più piccoli, principalmente sui fumi di combustione prodotti dagli impianti di ammoniaca, oltre ad essere stato testato su un impianto a carbone a partire dal 2011^.39 Il processo è simile a quello utilizzato a Boundary Dam, ma i fumi hanno richiesto una minore pulizia aggiuntiva, essendo già stati trattati per gli ossidi di zolfo. Il vapore utilizzato per rigenerare il solvente è prodotto da una piccola turbina a gas appositamente costruita.  

CO₂ per lo stoccaggio: La_CO2 catturata è stata inviata al campo petrolifero di West Ranch per essere utilizzata nel recupero del petrolio.  

Costi e finanziamenti: Il progetto è costato 1 miliardo di dollari, di cui 300 milioni sono stati spesi per i lavori al campo petrolifero e all'oleodotto e 637 milioni per il sito dell'impianto di cattura. Si trattava di una joint venture al 50% tra la società elettrica NRG e la società giapponese di petrolio e gas JX Nippon, che hanno contribuito con 300 milioni di dollari ciascuna^.62 Il progetto ha ricevuto anche 167 milioni di dollari come sovvenzione del Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti per la dimostrazione della cattura e dello stoccaggio del carbonio, mentre i costi restanti sono stati finanziati con prestiti da parte di finanziatori giapponesi che mirano a sostenere le esportazioni di tecnologia giapponese. 

Motivazione: La redditività economica iniziale di Petra Nova è stata rafforzata dall'inclusione delle operazioni del campo petrolifero nell'ambito del progetto. Invece di vendere la_CO2 a un operatore separato del campo petrolifero, Petra Nova riceve direttamente le entrate dalla vendita del petrolio prodotto. Tuttavia, questo ha reso il progetto più sensibile al calo dei prezzi del petrolio che ha portato alla sua chiusura: è stato concepito in un periodo in cui il prezzo del petrolio era di circa 100 dollari al barile. Il progetto è stato motivato anche dall'interesse giapponese a promuovere le tecnologie di cattura del carbonio per l'esportazione e dall'interesse del governo statunitense a sviluppare la cattura e lo stoccaggio del carbonio. 

Prestazioni tecniche: Come parte dei requisiti di finanziamento del DOE, il progetto doveva presentare un rapporto dettagliato sui primi tre anni di funzionamento, dal 2017 al 2019^.63 In questi tre anni, il progetto ha catturato l'83% del volume di_CO2 previsto, ma con un aumento costante dal 72% nel 2017 al 95% nel 2019(Figura 8). Solo una parte di questo deficit è attribuibile a problemi dell'impianto di cattura, mentre altri fattori includono problemi al campo petrolifero, alla centrale elettrica a carbone e al generatore di gas che fornisce il vapore. Come a Boundary Dam, il processo di cattura della CO2 ha funzionato bene quando è stato in funzione, rimuovendo il 92,4% della CO2 dai gas di scarico ricevuti nei tre anni. Il deficit di cattura_{della CO2} è stato quindi dovuto agli arresti delle apparecchiature, di cui l'unità di cattura è stata responsabile per il 28%. La disponibilità dell'unità di cattura è migliorata costantemente nel corso dei tre anni, raggiungendo il 92% nel 2019. Sorprendentemente, l'impianto a gas utilizzato per alimentare il processo è stato responsabile di un ulteriore 24% di interruzioni, ma queste si sono verificate principalmente nel primo anno e sono state presto risolte con parti di ricambio.  

Le interruzioni dell'impianto di cattura erano dovute a vari problemi, tra cui perdite degli scambiatori di calore e incrostazioni delle apparecchiature causate da contaminanti trasportati nel sistema. A differenza di Boundary Dam, questi contaminanti sono stati trasportati dal sistema di desolforazione a base di calcare utilizzato da WA Parish (e dalla maggior parte delle centrali elettriche a carbone); il problema è stato in parte mitigato dall'introduzione di una parete di blocco nel condotto dei gas di scarico. Nel 2017 sono stati sostituiti gli scambiatori di calore che perdevano e nel 2018 sono state sostituite alcune parti del compressore_{di CO2}, anch'esse soggette a incrostazioni da contaminanti. Tuttavia, le parti sostituite non sono state in grado di soddisfare le prestazioni previste dal progetto in alcune condizioni operative, come ad esempio nei periodi caldi e quando la centrale funzionava a bassa potenza. Il rapporto del progetto indica che il budget non ha consentito di dotare alcuni componenti principali di sistemi di back-up, che avrebbero contribuito all'affidabilità. 

Figura 8. Prestazioni della cattura di_CO2 nei primi tre anni di funzionamento di Petra Nova.

Nota: la cattura di_CO2 prevista è inferiore nel 2018 a causa dei tempi di manutenzione programmata dell'unità di cattura^.63  

Aspetti salienti: Il progetto Petra Nova ha fornito un'esperienza fondamentale nel funzionamento della cattura_{di CO2} da una centrale elettrica su larga scala, che è stata utilizzata per ottimizzare e adattare la tecnologia di MHI a scale ancora più grandi e ad altre applicazioni. Come nel caso di Boundary Dam, i tempi di inattività del progetto sono stati per lo più legati alla necessità di sostituire componenti poco efficienti o mal progettati e le prestazioni sono notevolmente migliorate grazie alle modifiche apportate nel corso del progetto^. Anche in questo caso, impedire che un numero eccessivo di gas contaminanti entri nel processo sembra essere una sfida fondamentale, ma può essere affrontata anche attraverso modifiche alle apparecchiature e backup per i processi chiave.  

IGCC della contea di Kemper 

Descrizione: Sviluppato dall'azienda elettrica Southern Company, il progetto di Kemper County, nel Mississippi, doveva essere una nuova centrale elettrica da 582 MW basata sulla tecnologia del "ciclo combinato a gassificazione integrata" (IGCC). Il carbone viene prima convertito o "gassificato" in monossido di carbonio e idrogeno, prima che la maggior parte del monossido di carbonio venga convertito in_CO2, che viene separato per lo stoccaggio. L'idrogeno e parte del monossido di carbonio rimanente vengono utilizzati per alimentare una turbina a gas e generare energia. Dopo un costoso ritardo nella costruzione di oltre tre anni, l'impianto è entrato in funzione (senza cattura di_CO2 ) nel 2016, ma ha avuto problemi tecnici con il processo di gassificazione del carbone^.65 A causa dei continui costi e del calo dei prezzi del gas negli Stati Uniti, l'autorità di regolamentazione statale ha ordinato l'interruzione del processo a carbone nel 2017. La Southern Company ora fa funzionare le turbine a gas naturale, senza cattura del carbonio. Se pienamente operativo, l'impianto avrebbe catturato e stoccato fino a 3 milioni di tonnellate di_CO2 all'anno. 

CO₂ catturata: La separazione della_CO2 dal carbone gassificato è più facile rispetto ai normali gas di scarico delle centrali elettriche, poiché la_CO2 si trova a una concentrazione e a una pressione più elevate. Il solvente commerciale "Selexol", ampiamente utilizzato per questa applicazione fin dagli anni '60, doveva essere utilizzato a Kemper per separare il 65% della_CO2 nel flusso di gas. 

CO₂ per lo stoccaggio: La_CO2 doveva essere venduta a un operatore di giacimenti petroliferi per essere utilizzata nel recupero del petrolio. 

Costi e finanziamenti: Secondo quanto riportato, il progetto avrebbe avuto un costo finale di 7,8 miliardi di dollari, sebbene questo includa elementi esterni alla centrale, tra cui la creazione di una nuova miniera di carbone. I costi relativi al progetto della centrale elettrica sono stati indicati in 5,2 miliardi di dollari. La ripartizione dei costi all'interno del processo della centrale non è disponibile pubblicamente, ma si stima che il processo di cattura della_CO2 di Selexol costi circa 80 milioni di dollari a questa scala^.66 Il progetto ha ricevuto una sovvenzione di 430 milioni di dollari dal Dipartimento dell'Energia degli Stati Uniti per dimostrare la cattura e lo stoccaggio del carbonio. Il superamento dei costi e i ritardi sono stati in parte attribuiti all'inizio dei lavori di costruzione dell'impianto prima del completamento della progettazione^.67 

Motivazione: La Southern Company voleva sfruttare l'importante risorsa locale di carbone (lignite) a basso costo nel Mississippi, dimostrando al contempo la nuova tecnologia di gassificazione del carbone che aveva sviluppato. Anche la possibilità di accedere ai fondi del DOE statunitense per la dimostrazione della CCS è stato un fattore chiave. 

Prestazioni tecniche: Sviluppate per la prima volta negli anni '90, le centrali IGCC sono una forma di generazione di energia dal carbone relativamente ben conosciuta ma poco utilizzata, con solo circa 12 impianti costruiti (la maggior parte dei quali è stata poi dismessa). Tuttavia, la tecnologia di gassificazione del carbone utilizzata a Kemper County era un nuovo processo sviluppato da KBR e Southern Company, che in precedenza era stato sperimentato solo su scala molto ridotta. Tutti i problemi riscontrati durante il funzionamento dell'impianto riguardavano questo processo, piuttosto che il processo di cattura della_CO2 Selexol, che è una tecnologia commerciale consolidata per separare la_CO2 dal syngas. Il processo di cattura è stato testato per circa 20 giorni e ha raggiunto costantemente il tasso di cattura del 65% previsto^.65 Tuttavia, il rivestimento resistente al calore del gassificatore di carbone è stato installato male e non è stato adatto al carbone umido che è stato utilizzato alla fine, causando lo sfaldamento. Si sono verificate anche perdite nei tubi dell'acqua utilizzati per raffreddare il gassificatore. Tuttavia, la Southern Company sostiene che questi problemi sono stati risolti o sono in corso di risoluzione con parti di ricambio, citando il calo del prezzo del gas come la ragione principale del fallimento del concetto basato sul carbone.   

Aspetti salienti: Il progetto ha scarsa rilevanza per lo sviluppo della tecnologia di cattura_{della CO2} per le applicazioni in cui è più probabile che venga utilizzata. Il processo di cattura ha funzionato come previsto e i problemi dell'impianto erano legati alla scalabilità di una tecnologia di gassificazione del carbone relativamente nuova. Dopo Kemper, si è assistito a un generale declino dell'interesse per l'IGCC come tecnologia di generazione di energia a carbone, anche se da allora sono state messe in funzione due grandi unità in Giappone, che hanno funzionato con successo (senza cattura di_CO2 ). 

Bellingham 

Descrizione: Bellingham è una centrale elettrica a gas da 320 MW nel Massachusetts. Dal 1991 al 2005, ha gestito un processo di cattura_{della CO2} su una parte dei gas di scarico dell'impianto, equivalente a circa 40 MW, catturando 320-350 tonnellate di_CO2 al giorno. La_CO2 è stata venduta per essere utilizzata nell'industria alimentare^.68 

CO₂ catturata: La_CO2 è stata separata utilizzando Econamine FG ^PlusSM di Fluor, un processo a solvente a base di ammine. Il processo è stato sviluppato per il recupero di_CO2 dai gas di combustione da Dow Chemical all'inizio degli anni '80 e acquistato da Fluor nel 1989. 

CO₂ stoccaggio: La_CO2 non è stata stoccata, ma utilizzata nell'industria alimentare e infine reimmessa nell'atmosfera. 

Costi e finanziamenti: Non sono disponibili dati sul costo dell'impianto di cattura_{della CO2} a Bellingham. 

Motivazione: Il progetto è stato motivato dall'elevata domanda di_CO2 per uso alimentare negli anni '90. Questa è poi diminuita con l'aumento dei prezzi del gas naturale nei primi anni 2000.  

Prestazioni tecniche: I dati sulle prestazioni non sono disponibili per questo impianto. 

Principali risultati: Bellingham rimane il più grande esempio di cattura di_CO2 operante sui gas di scarico delle centrali elettriche a gas. Essendo uno dei primi casi di cattura di_CO2 su larga scala da fumi di combustione di qualsiasi tipo, si ritiene che abbia dato il via allo sviluppo di solventi amminici su misura per la cattura di_CO2 per questa applicazione. Sebbene non sia stato concepito o gestito con finalità climatiche, il progetto dimostra che la cattura su larga scala di_CO2 da questo tipo di fonte è tecnicamente possibile, anche in un contesto commerciale. 

Acciaio 

L'acciaio nuovo può essere prodotto sia dal minerale di ferro che dalla fusione di rottami di acciaio. Sebbene i tassi di riciclo siano elevati (>85%), la domanda di nuovo acciaio è tale che la via del minerale di ferro (nota come "acciaio primario") soddisfa ancora circa il 70% della produzione globale. Circa il 90% della produzione di nuovo acciaio da minerale di ferro utilizza altiforni a carbone, che sono ad alta intensità di carbonio e sono stati quindi oggetto di numerose ricerche per la cattura e lo stoccaggio del carbonio. Un altro modo di produrre acciaio dal minerale di ferro è la produzione di "ferro ridotto diretto" (DRI), che utilizza forni alimentati con gas naturale ed è quindi utilizzato solo in pochi Paesi con accesso a gas naturale a basso costo. L'acciaio DRI rappresenta attualmente circa il 10% della produzione mondiale di acciaio.  

La cattura e lo stoccaggio del carbonio sono stati sperimentati sui gas di scarico degli altiforni su una scala di circa quattromila tonnellate all'anno a scopo di ricerca, ma non sono ancora stati applicati a un impianto su scala reale.  

La cattura della_CO2 dagli impianti DRI è più semplice, poiché il processo è in qualche modo simile al reforming del metano per la produzione di idrogeno. Infatti, una delle due principali tecnologie DRI disponibili (Energiron di Tenova) incorpora già la separazione_{della CO2} come mezzo per migliorare le prestazioni dell'impianto. Esistono diversi esempi di questi impianti in tutto il mondo, in cui il sottoprodotto di_CO2 viene venduto all'industria alimentare e delle bevande o ad altri usi. Anche la tecnologia Midrex, più diffusa, ha iniziato a offrire questa opzione più di recente^.69 Come per il reforming del metano a vapore, c'è un'altra fonte di emissioni di_CO2 dalla combustione del gas utilizzato per riscaldare il reattore. La letteratura di Tenova indica che circa il 60% delle emissioni di_CO2 del DRI può essere evitato grazie al processo integrato di separazione_{della CO2}. Tuttavia, ciò rappresenta una frazione minore delle emissioni totali del processo siderurgico complessivo, di cui circa il 50-70% può derivare dalla generazione di energia. 

Al Reyadah Emirates Steel 

Descrizione: L'impianto Emirates Steel di Abu Dhabi è costituito da due unità di ferro ridotto diretto (DRI) costruite nel 2007 e nel 2011, che producono circa 4,2 milioni di tonnellate di acciaio all'anno. Nel 2016 è stata costituita "Al Reyadah", la società Abu Dhabi Carbon Capture, per sviluppare e commercializzare la cattura e lo stoccaggio del carbonio, individuando nell'acciaieria il luogo ideale per dimostrare le tecnologie. Lo stoccaggio della_CO2 proveniente dall'acciaieria è iniziato nel novembre 2016, con la capacità di catturare e stoccare 800 mila tonnellate all'anno. 

CO₂ catturata: La separazione_{della CO2} utilizzando la monoetanolammina (MEA) era già un processo integrato nella tecnologia HYL Energiron DRI utilizzata dall'impianto. La_CO2 viene poi disidratata e compressa nell'impianto di "Al Reyadah". 

CO₂ per lo stoccaggio: La_CO2 viene prelevata dalla Abu Dhabi National Oil Corporation (ADNOC) e trasportata per 70 km per essere utilizzata nel recupero del petrolio. 

Costi e finanziamenti: Le informazioni sui costi del progetto non sono disponibili pubblicamente. Il costo della_CO2 derivante dal processo è stato stimato in 30 dollari/t; a questo prezzo, il recupero avanzato del petrolio è redditizio, anche se ancora più costoso della produzione di petrolio convenzionale ad Abu Dhabi. 

Motivazioni: Il progetto è il risultato dell'obiettivo strategico di Abu Dhabi di sviluppare la cattura e lo stoccaggio del carbonio attraverso la creazione di Al Reyadah, sviluppando al contempo il recupero migliorato del petrolio come via per incrementare la produzione di petrolio. L'EOR è stato sperimentato per la prima volta su piccola scala nell'emirato nel 2009.  

Prestazioni tecniche: Il progetto non rende pubblici i dati relativi alle prestazioni di cattura e stoccaggio_{della CO2}. L'impianto può produrre 4,2 milioni di tonnellate di acciaio all'anno, comprendendo due unità che producono 2 milioni di tonnellate di acciaio ciascuna e un "micro-modulo" più piccolo da 0,2 milioni di tonnellate (non trattato con CCS). La letteratura di Tenova sul processo Energiron suggerisce che le emissioni dirette di ciascuna delle unità più grandi dovrebbero essere in genere di circa 770 mila tonnellate di_CO2, di cui fino al 60% (462 mila tonnellate) viene trattato dal processo di separazione_{della CO2}^.70 Questo suggerirebbe che le 400 mila tonnellate catturate e stoccate dal progetto Al Reyadah rappresentano la cattura dell'87% dei gas trattati. Tuttavia, non essendoci l'imperativo di massimizzare lo stoccaggio della_CO2 dall'unità, è probabile che il processo sia ottimizzato in base ai requisiti dell'impianto di produzione dell'acciaio e alla domanda di_CO2 del giacimento petrolifero. 

Principali risultati: Il progetto Al Reyadah dimostra l'integrazione di diverse tecnologie di_CO2 consolidate. Esistono già diversi altri grandi impianti Energiron che producono flussi puri di_CO2, e anche l'uso della_CO2 nel recupero migliorato del petrolio è ben consolidato, anche se in precedenza non era stato impiegato su tale scala negli Emirati Arabi Uniti. Tuttavia, ha rappresentato un passo significativo per la regione del Golfo nell'acquisire esperienza con il trattamento e il trasporto_{della CO2} e ha aumentato il profilo della tecnologia come opzione di decarbonizzazione industriale. 

Il cemento 

L'industria del cemento è un obiettivo importante per l'applicazione della tecnologia di cattura e stoccaggio del carbonio, poiché contribuisce a circa il 7% delle emissioni globali di_CO2 e attualmente non ha altre opzioni disponibili per una completa decarbonizzazione. Il cemento viene prodotto riscaldando i minerali naturali (calcare, argilla, silice) in forni per cemento a temperature fino a 1450°C. Circa un terzo - 40% della_CO2 rilasciata da questi impianti proviene dalla combustione di combustibili fossili per raggiungere queste alte temperature, ma la maggior parte è associata al rilascio di_CO2 dal calcare (carbonato di calcio). Il passaggio a combustibili puliti risolverebbe quindi solo parzialmente l'enorme problema delle emissioni dell'industria. Nonostante il chiaro ruolo della cattura e dello stoccaggio del carbonio nella decarbonizzazione di questo settore, la cattura di_CO2 su larga scala dai cementifici non è ancora stata dimostrata, ma il primo esempio è attualmente in costruzione presso il cementificio di Brevik, in Norvegia. Il progetto di Brevik prevede di catturare circa il 50% dei fumi del forno di cemento, pari a 400.000 tonnellate di_CO2 all'anno^.71 Questo tasso di cattura è determinato dalla disponibilità di calore di scarto nell'impianto, che può essere utilizzato per alimentare il processo di cattura e ridurre al minimo la necessità di energia aggiuntiva. 

I gas di scarico del cemento hanno in genere una concentrazione di_CO2 superiore a quella dei gas di scarico delle centrali elettriche a carbone (almeno il 15%), ma per questa applicazione sono state sviluppate e testate tecnologie molto simili. Attualmente esistono numerosi altri progetti per la cattura e lo stoccaggio del carbonio su scala reale in impianti di cemento in Europa e in Nord America, che utilizzano una serie di tecnologie diverse. 

Conclusioni 

La costruzione di versioni in scala reale delle tecnologie per il clima - talvolta note come "progetti commerciali" - è un passo fondamentale verso un'adozione più diffusa, un passo che la maggior parte delle tecnologie consolidate ha dovuto affrontare, tra cui l'eolico offshore, il nucleare e i controlli dell'inquinamento atmosferico per le centrali elettriche. Per essere veramente utili, le nuove tecnologie devono diventare banali, con processi standardizzati che possono essere fabbricati in massa e rappresentano investimenti a basso rischio. A questo punto una tecnologia viene spesso definita "commercializzata", anche se la sua redditività commerciale può dipendere interamente dalle politiche e dalle normative ambientali e climatiche. 

La cattura e lo stoccaggio del carbonio è un termine che racchiude una vasta gamma di tecniche per gestire la_CO2 ed evitare in modo permanente che raggiunga l'atmosfera. Alcuni tipi di cattura e stoccaggio del carbonio hanno già raggiunto uno status commerciale, ma, come è ovvio, solo in applicazioni in cui la tecnologia ha un valore economico. In quanto tali, nella maggior parte dei casi non operano per massimizzare i benefici per il clima. D'altra parte, le applicazioni in cui esiste un imperativo climatico per sviluppare tecnologie di cattura e stoccaggio del carbonio (cemento, acciaio, petrolchimica, energia a gas, cattura diretta dell'aria) hanno spesso visto pochi o nessun test su larga scala. Queste applicazioni dipendono da politiche e/o normative che rendano tali sperimentazioni finanziariamente sostenibili.   

L'esame dei progetti di cattura e stoccaggio del carbonio fornisce quindi un quadro eterogeneo, con alcune tecnologie consolidate che operano a fini commerciali e altre progettate per testare le capacità delle nuove tecnologie su larga scala. È normale e persino prezioso che i veri progetti dimostrativi (come Boundary Dam, Petra Nova o Quest) incontrino problemi tecnici e individuino soluzioni. Fortunatamente, i problemi incontrati da questi primi classificati si sono rivelati superabili, spesso richiedendo soluzioni pratiche e semplici, come una piccola riprogettazione dei componenti, una pulizia più rigorosa del gas trattato o una maggiore ridondanza del sistema per consentire il funzionamento durante la manutenzione. La prossima iterazione di ciascuna di queste tecnologie dovrebbe funzionare in modo più efficiente, economico e affidabile, e la successiva iterazione dovrebbe avere prestazioni ancora migliori. 

In definitiva, la scienza del clima ci dice che dobbiamo far funzionare le tecnologie di cattura e stoccaggio_{della CO2} su scala molto ampia, non solo per ridurre le emissioni alla velocità necessaria, ma per l'inevitabile compito di rimuovere la_CO2 dall'atmosfera. I progetti di successo che abbiamo oggi sono sufficienti a dirci che queste tecnologie sono in grado di soddisfare questa esigenza. Tuttavia, abbiamo anche un'idea più chiara del fatto che non tutti i progetti tentati funzioneranno perfettamente: alcuni potrebbero incontrare sfide inaspettate, essere eseguiti male o avere incentivi deboli per funzionare. Di fronte all'imperativo climatico, la risposta ai progetti imperfetti dovrebbe essere quella di raddoppiare gli sforzi per garantire che un maggior numero di progetti abbia successo. Ciò richiederà una combinazione di innovazione tecnica e politiche che garantiscano che i progetti siano progettati e gestiti per massimizzare i benefici per il clima. Poiché tali politiche stanno iniziando ad essere attuate in diverse giurisdizioni, tra cui gli Stati Uniti, il Canada e l'Europa, sta emergendo una nuova ondata di progetti CCS su larga scala, che si può ritenere rispetteranno un elevato standard di prestazioni climatiche e saranno più utilmente valutati in questi termini^.72 

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