COP28

Cos’è la CCS? Q&A sulla Cattura e Stoccaggio di Carbonio

CCS è l’acronimo di Carbon Capture and Storage, ovvero la cattura, il trasporto e lo stoccaggio della CO2. Maggiori dettagli sulla differenza, e su cos’è la CCS e la CC(U)S nel testo.  

Sintesi dei punti chiave e raccomandazioni

Attualmente, circa 40 impianti commerciali di cattura della CO2 sono operativi a livello globale, catturando annualmente 45 milioni di tonnellate di CO2, equivalenti allo 0,12% delle emissioni globali del 2022 legate all’energia. 

I dati riportati relativamente ai tassi di cattura sono valori di letteratura. La maggior parte degli impianti esistenti non pubblica i tassi di cattura effettivi registrati in ambito operativo. Secondo alcuni studi disponibili, i tassi effettivi sono significativamente più bassi rispetto a quelli teorici. 

I costi d’investimento variano in base alla tecnologia adottata tra 124 e 317 €/tonnellata di CO2, secondo dati dell’Agenzia Internazionale dell’Energia (International Energy Agency – IEA). I costi operativi salgono fino a 120 €/tonnellata di CO2. A questi si dovrebbero aggiungere quelli relativi ai rischi e ai costi di gestione che ricadono sulle future generazioni per la manutenzione e il monitoraggio dei siti.  

Per la IEA la tecnologia CCS non deve essere utilizzata per mantenere lo status quo e dovrebbe invece essere impiegata solo per definiti e limitati settori industriali, anche alla luce degli alti costi di investimento e utilizzo. L’IPCC prevede un quantitativo di sole 3 miliardi di tonnellate di CO2 catturate al 2050 poiché non ancora adeguatamente testate su larga scala. Sia la IEA che l’IPCC prevedono che lo sviluppo delle tecnologie CCS avverrà principalmente dopo il 2050. 

Gli obiettivi dell’Italia al 2050 prevedono un abbattimento tra le 20 le 40 milioni di tonnellate di CO2 abbattute (Mton/anno) grazie al ricorso alla CCS. Per il medio periodo, non ci sono ancora obiettivi specifici, che dovrebbero essere identificati con il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima a metà del 2024. Il principale progetto in fase di sviluppo di cui si parla è quello di Eni e Snam a Ravenna che, per la fase industriale, ha un obiettivo di 4 Mton/anno a partire dal 2026, con possibile incremento post-2030 di 16-20 Mton/anno (Se paragonate ai 417,6 MtCO2eq emessi nel 2021, 4MtCO2 sono lo 0.96% mentre 16-20 MtCO2eq, lo 4,3%).  

Seguendo le indicazioni IEA e IPCC, il ruolo della CCS oggi dovrebbe dunque essere limitato e indirizzato alle sole emissioni non altrimenti evitabili, ovvero lì dove non vi siano alternative disponibili, come nel caso della gestione delle emissioni di processo derivanti da alcuni processi industriali. 

Affidarsi alla CCS oggi presuppone di considerare e risolvere importanti questioni, tra cui: 

  • la responsabilità nella gestione dei siti nel tempo;  
  • i volumi di stoccaggio che, per quanto ampi, non sono infiniti;  
  • la permanenza della dipendenza estera da fonti fossili.  

Per lo sviluppo e pianificazione dell’uso del CCS in Italia, occorrerebbe seguire alcuni principi:  

  1. valutare tutte le alternative disponibili in termini di costi e benefici ambientali, economici e sociali, nell’individuare i settori e le emissioni a cui dedicare l’utilizzo del CCS rispetto ad altre soluzioni di decarbonizzazione;
  2. assicurare la completa trasparenza nei quantitativi di CO2 che saranno catturati e stoccati, definendo senza ambiguità a quali settori verrà destinato l’uso di tali tecnologie;
  3. mantenere canali di consultazione e coinvolgimento attivo delle autorità pubbliche locali, dei territori e della società civile nello sviluppo dei progetti e nel successivo monitoraggio;
  4. individuare le fonti di finanziamento coerentemente con i settori o processi industriali che dovranno fare ricorso alle tecnologie CCS. Ad esempio, nel caso di utilizzo dei siti di stoccaggio ai fini della riduzione delle emissioni di settori industriali hard to abate che ricadono in EU ETS, i proventi delle aste derivanti da tale sistema potrebbero essere un’efficace fonte di finanziamento, che non grava sul bilancio dello Stato o sulla fiscalità o para-fiscalità.   

 

Le domande e risposte in questa analisi includono:

Cosa si intende con CC(U)S?

Quali sono i tassi di cattura e stoccaggio della CO2?

Quali sono i costi legati alle tecnologie CCS?

Che rilevanza hanno le tecnologie CCUS negli scenari IEA e IPCC?

Quale ruolo è previsto per la CCS nella strategia di decarbonizzazione dell’Italia?

Quali sono le questioni da tenere in considerazione nel valutare lo sviluppo delle tecnologie CCS?

Cosa significano i termini “abated” e “unabated”?

 

Cosa si intende con CC(U)S?

La cattura, il trasporto e lo stoccaggio della CO2 (CCS – Carbon Capture and Storage) consiste in procedure per separare l’anidride carbonica dalle fonti energetiche, dai gas emessi da combustione o da processi industriali e di trasportarla in un sito per lo stoccaggio a lungo termine.  

In alternativa, la CO2 può essere impiegata in processi industriali ed energetici per generare prodotti chimici, materiali da costruzione o carburanti. Tale approccio è noto con l’acronimo CCU (Carbon Capture and Use). Se la CO2 è catturata dai gas derivanti dalla combustione di biomassa, si parla di BECCS (Bioenergy with Carbon Capture and Storage), mentre nel caso di cattura dall’aria di DAC (Direct Air Capture). 

Vi sono diverse alternative disponibili per la cattura dell’anidride carbonica, che possono essere raggruppate in tre categorie[1]:

  1. Cattura pre-combustione, che consiste nella rimozione del carbonio dai combustibili fossili. Si realizza in impianti di gassificazione del carbone o in impianti a gas sfruttando la reazione di reforming del metano[2], tecnica utilizzata per la produzione del cosiddetto idrogeno blu. Il tasso di cattura della CO2 associato a queste tecnologie è compreso fra il 79%[3] e il 95%[4].
  2. Cattura post-combustione,che consiste nella rimozione della CO2 dai fumi, a valle del processo di combustione. La cattura post-combustione può essere realizzata in diverse modalità e l’assorbimento con ammine è l’unica tecnologia industrialmente validata su larga scala, implementabile in impianti di generazione termoelettrica e industriali. Il principale aspetto critico riguardante questo processo è l’elevato consumo energetico necessario per la rigenerazione dei solventi. Inoltre, non è di secondaria importanza il fatto che le ammine sono generalmente tossiche e quelle aromatiche sono composti potenzialmente cancerogeni. Dalla letteratura emerge che il tasso di cattura dell’assorbimento con ammine è compreso fra l’85%e il 90%, variabile a seconda del settore di impiego. 
  3. Ossicombustione, una tecnica di combustione in ossigeno puro, che permette di ottenere un flusso di gas combusti costituiti principalmente da anidride carbonica e acqua. Una volta separato il vapore acqueo tramite condensazione, si ottiene un flusso di gas ricco di CO2. In questi sistemi il principale consumo energetico aggiuntivo è l’energia elettrica richiesta dai compressori dell’unità di separazione dell’aria. L’ossicombustione permette di raggiungere un tasso di cattura della CO2 del 79%. 

 

Quali sono i tassi di cattura e stoccaggio della CO2?

I dati relativi ai tassi di cattura sono valori teorici da letteratura. La maggior parte degli impianti di cattura esistenti non pubblicano i tassi di cattura effettivi registrati in ambito operativo. Secondo l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis i tassi di cattura effettivi sono significativamente più bassi rispetto a quelli teorici (Figura 1).

Figura 1 – Tassi di cattura della CO2 reali su scala commerciali in impianti per la produzione di idrogeno blu, centrali termoelettriche a carbone, impianti di trattamento del gas naturale e di gassificazione[5].

Attualmente, circa 40 impianti commerciali di cattura della CO2 sono operativi a livello globale, catturando annualmente 45 milioni di tonnellate di CO2, equivalenti allo 0,12% delle emissioni globali del 2022 legate all’energia[6].

L’industria del petrolio e del gas è uno dei leader mondiali nello sviluppo di questa tecnologia perché, finora, l’unico sbocco economicamente conveniente per la CO2 catturata è funzionale proprio alle attività di estrazione degli idrocarburi mediante la tecnica del recupero avanzato del petrolio (EOR – Enhanced Oil Recovery). Questo processo prevede l’iniezione della CO2 nei giacimenti petroliferi per aumentare la pressione complessiva all’interno del giacimento stesso e facilitare l’estrazione del petrolio. 

 

Quali sono i costi legati alle tecnologie CCS?

I costi di investimento per la cattura della CO2 sono fortemente variabili, in relazione alla tecnologia adottata. Secondo la IEA, il costo di un ciclo completo di separazione e stoccaggio della CO2 negli impianti attuali varia da 124 a 317 €/t di CO2. 

I costi operativi per la cattura e lo stoccaggio sono costituiti dalle seguenti voci:  

  • la cattura per separazione dal combustibile o dai fumi della combustione, di circa 90 €/t CO2[7];
  • il suo trasporto e il successivo stoccaggio, circa pari a 30 €/t CO2[8]. Tale voce di costo ha un’elevata variabilità e incertezza, dovute alla distanza di trasporto, alla natura geologica del sito di stoccaggio e alla possibilità di utilizzare infrastrutture esistenti o condivise.

Nel calcolo dei costi andrebbero inoltre considerati anche quelli relativi ai rischi associati allo stoccaggio e i costi che coinvolgono le future generazioni nella gestione del rischio e nella manutenzione e nel monitoraggio dei siti.

 

Che rilevanza hanno le tecnologie CCUS negli scenari IEA e IPCC?

Gli scenari di decarbonizzazione della IEA e dell’IPCC mostrano che l’eliminazione di tutti i combustibili fossili debba essere il fulcro principale di qualsiasi strategia basata sulla scienza.  

La IEA afferma che la CCUS è una tecnologia essenziale per ottenere emissioni nette pari a zero in determinati settori industriali, ma non deve essere utilizzata per mantenere lo status quo. Se il consumo di petrolio e gas naturale dovesse evolvere nell’ambito delle attuali politiche e dei piani di sviluppo delle compagnie di O&G, ciò richiederebbe la cattura e lo stoccaggio di 32 Gt di CO2 al 2050 per limitare l’aumento della temperatura media globale entro 1.5°C. Ciò implicherebbe un consumo di energia elettrica di 26 mila TWh (valore superiore alla domanda globale di energia elettrica nel 2022) e un investimento di oltre 3,2 mila miliardi di euro. Nello scenario di decarbonizzazione allineato a 1.5°C, la IEA attribuisce dunque alle tecnologie CCUS un ruolo relativamente marginale nel medio periodo (2035) per la riduzione 1.6 miliardi di tonnellate di CO2 (Gt) all’anno a livello globale, per arrivare nel lungo periodo a 7.6 Gt.  

L’IPCC prevede 3 Gt di CO2 catturate al 2050, evidenziando il rischio che queste tecnologie rappresentano per il conseguimento degli obiettivi di Parigi, poiché non ancora adeguatamente testate su larga scala.  

Sia la IEA che l’IPCC prevedono che lo sviluppo delle tecnologie CCUS avvenga principalmente dopo il 2050. 

Alla vigilia della COP28. il Consiglio Ambiente europeo ha adottato una posizione in linea con queste evidenze e un ruolo limitato per questa tecnologia.
 

Quale ruolo è previsto per la CCS nella strategia di decarbonizzazione dell’Italia?

La Strategia Nazionale di Lungo termine prevede che in Italia dalle 20 alle 40 Mt di CO2 siano abbattute al 2050 grazie al ricorso alla CCS. Per il medio periodo nel nostro Paese non sono ancora stati fissati obiettivi specifici per la cattura e lo stoccaggio del carbonio, che dovrebbero essere presentati con la pubblicazione del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima nella sua versione definitiva a metà del 2024. Attualmente il principale progetto in fase di sviluppo è quello portato avanti da Eni e Snam riguardante la creazione di un impianto di stoccaggio della CO2 al largo della costa di Ravenna. Secondo la proposta di PNIEC, il progetto avrà una prima fase operativa che inizierà nel 2024, mirando a catturare oltre 25 mila tonnellate di CO2 dalla centrale Eni di Casalborsetti. Nella successiva fase industriale, a partire dal 2026, si prevede lo stoccaggio di 4Mt di CO2/anno prevenienti dalle industrie dell’area di Ravenna e del Nord Italia (per un totale di 16MtCO2eq[9]). A partire dal 2030 il progetto mira a incrementare i quantitativi stoccati ad un ritmo di 16-20 Mt di CO2 all’anno[10] (pari a circa il 4% delle emissioni nazionali nel 2019).

 

Quali sono le questioni da tenere in considerazione nel valutare lo sviluppo delle tecnologie CCS?

Gli scenari di decarbonizzazione della comunità scientifica internazionale suggeriscono un ruolo, ancorché limitato, per il CC(U)S nel raggiungimento degli obiettivi net zero al 2050, con uno sviluppo maggiore successivo al 2030 e 2050.  

Affidarsi al CC(U)S oggi, infatti, presuppone di prendere in considerazione e risolvere alcune importanti questioni:  

  • L’uso del CCS implica importanti problematiche di gestione e responsabilità. Nella gestione nel tempo di tali sistemi occorre impostare adeguati monitoraggi e individuare chiaramente la catena di responsabilità che dovrebbe intervenire nel caso di fallimento nella cattura, di uno stoccaggio inadeguato o di fughe della CO2 immagazzinata nel tempo. Nella scelta dell’impiego di tali soluzioni, quindi, occorrerebbe quantificare anche tali costi, individuando un opportuno orizzonte temporale quantomeno legato ai tempi di permanenza in atmosfera della CO2 .
  • Volumi di stoccaggio limitati: lo stoccaggio geologico, ad oggi, è l’opzione più probabile per la maggior parte della CO2 catturata[11]. I luoghi idonei per lo stoccaggio permanente della CO2 si dividono tra giacimenti esauriti, con una capacità totale di 750 Mt di CO2 in Italia, e acquiferi salini, con una capacità complessiva stimata tra 2.152 e 2954 Mt. Sebbene il potenziale possa apparire significativo, va sottolineato il fatto che i volumi di stoccaggio sono limitati e che, nel caso di un estensivo ricorso allo stoccaggio della CO2, si potrebbe arrivare a saturare anche questi volumi.
  • Permanenza di inquinanti locali: le tecnologie per la cattura della CO2 non consentono di ridurre l’impatto inquinante derivante dall’utilizzo dei combustibili fossili impiegati nell’industria e per la produzione di energia.
  • Permanenza della dipendenza estera da fonti fossili: l’utilizzo della CCS in abbinamento ai combustibili fossili non riduce la dipendenza europea dalle importazioni di tali risorse e potenzialmente può comportare un rischio di lock-in in investimenti fossili, poiché gli impianti e le infrastrutture per lo stoccaggio della CO2 richiedono ingenti investimenti di capitale.

Raccomandazioni

Per tutto quanto evidenziato, il ruolo della CCS dovrebbe essere limitato e accuratamente utilizzato per le sole emissioni non altrimenti evitabili, ovvero lì dove non vi siano alternative disponibili, come nel caso della gestione delle emissioni di processo derivanti da alcuni processi industriali[13].

Per lo sviluppo e pianificazione dell’uso del CCUS in Italia, pertanto, occorrerebbe seguire i seguenti principi:  

  1. valutare tutte le alternative disponibili in termini di costi e benefici ambientali, economici e sociali, nell’individuare i settori e le emissioni a cui dedicare l’utilizzo del CCS rispetto ad altre soluzioni di decarbonizzazione;
  2. assicurare la completa trasparenza nei quantitativi di CO2 che saranno catturati e stoccati, definendo senza ambiguità a quali settori verrà destinato l’uso di tali tecnologie;
  3. mantenere canali di consultazione e coinvolgimento attivo delle autorità pubbliche locali, dei territori e della società civile nello sviluppo dei progetti e nel successivo monitoraggio;
  4. individuare le fonti di finanziamento coerentemente con i settori o processi industriali che dovranno fare ricorso alle tecnologie CCS. Ad esempio, nel caso di utilizzo dei siti di stoccaggio ai fini della riduzione delle emissioni di settori industriali hard to abate che ricadono in EU ETS, i proventi delle aste derivanti da tale sistema potrebbero essere un’efficace fonte di finanziamento, che non grava sul bilancio dello Stato o sulla fiscalità o para-fiscalità.   

 

Cosa significano i termini “abated” e “unabated”?

Nelle decisioni, nei comunicati dei consessi multilaterali (COP, G7, G20) o negli accordi tra paesi[14] ricorrono sempre più frequentemente gli attributi “abated/unabated” riferiti alle emissioni dall’uso delle fonti fossili. Una traduzione letterale può essere in ‘abbattute’, ovvero ‘eliminate’ dal processo produttivo che ne implica la produzione.

Tipicamente la tecnologia a cui si fa riferimento per ‘l’abbattimento’ delle emissioni da fossili è la cattura e stoccaggio del carbonio (Carbon Capture and Storage – CCS). Non esiste, però, una definizione univoca del termine, che sia allo stesso tempo precisa riguardo la quantità di compensazione delle emissioni affinché una fonte fossile possa essere classificabile come abated.

È fondamentale quindi stabilire una definizione precisa e univoca a livello globale, al fine di non lasciare spazio a interpretazioni e assicurarsi che le misure per l’abbandono delle fossili che verranno prese da ciascun Paese siano in linea con gli obiettivi dell’Accordo di Parigi.

Le tecnologie per l’abbattimento delle emissioni di CO2, infatti, sono molteplici e caratterizzate da tassi di cattura delle emissioni molto variabili. Per definire un processo industriale o di generazione elettrica come abated bisognerebbe definire, anche, il destino della CO2 catturata, in quanto l’impatto della stessa risulta differente nel caso di stoccaggio geologico di lungo periodo o di utilizzo come feedstock per la produzione di materiali e prodotti caratterizzati da una breve vita utile.  

Nel Summary for Policymakers del Sesto Rapporto di Valutazione dell’IPCC viene chiarito che per unabated si intendono “i combustibili fossili prodotti e utilizzati senza interventi che permettono di ridurre sostanzialmente la quantità di emissioni di gas serra lungo l’intero ciclo di vita come, ad esempio, del 90% o più della CO2 emessa da centrali termoelettriche o l’abbattimento del 50%-80% delle emissioni fuggitive di metano derivanti dall’approvvigionamento energetico”.  

Quelli forniti dall’IPCC sono degli esempi e non vi è una definizione che permetta di classificare in modo inequivocabile quando l’uso dei combustibili fossili sia abated o meno. Alcune fonti suggeriscono che, per poter parlare di abated, tutti gli impianti a carbone o a gas naturale dovrebbero raggiungere un tasso di cattura delle emissioni totali di CO2 di almeno il 90%, con uno stoccaggio permanente della CO2 catturata e, allo stesso tempo, una riduzione tendente a zero (0.2%-0.5%) delle emissioni fuggitive di metano lungo l’intero ciclo di vita[15].

Qualsiasi sia la definizione adottata per abated/unabated, questa deve essere univoca e chiara anche per evitare il rischio di greenwashing e, soprattutto, di divergere in maniera sostanziale rispetto alla direzione dell’abbandono dei combustibili fossili, come indicato dalla scienza.


NOTE

[1] “Le tecnologie per la cattura della CO2”, ENEA. https://www.eai.enea.it/component/jdownloads/?task=download.send&id=1168&catid=58&Itemid=101

[2] Reazione di steam reforming del metano: CH4+H2OCO+3H2

[3] Chan, Y; Petithunguenin, L; Fleiter, T; Herbst, A; Arens, M; Stevenson, P; “Industrial Innovation: Pathways to deep decarbonisation of Industry – Part 1: Technology Analysis”, Fraunhofer ISI, 2019.  

[4] Politecnico di Milano.

[5] Schlissel, David; Juhn, Anika; “Blue Hydrogen”, Institute for Energy Economics and Financial Analysis

[6] Secondo il rapporto IEA (2023), nel 2022 le emissioni globali di CO2 legate all’energia sono cresciute dello 0,9%, pari a 321 milioni di tonnellate, raggiungendo un nuovo massimo di oltre 36,8 miliardi di tonnellate.

[7] Politecnico di Milano. Si ipotizza che la rigenerazione del solvente sia eseguita con pompa di calore.

[8] Politecnico di Milano.

[9] Pari al 4% delle emissioni nazionali del 2021, ricadenti tutte nei settori EU ETS

[10] https://commission.europa.eu/publications/italy-draft-updated-necp-2021-2030_en

[11] “Net Zero by 2050”, iea.

[12] Per quanto riguarda il potenziale di stoccaggio in acquiferi salini, non si dispone invece di una conoscenza completa. Dati riportati nella bozza di Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima di giugno 2023.

[13] Anche in linea con la posizione dell’Unione UE alla COP 28, come stabilita al Consiglio UE del 16 ottobre 2023 https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-14285-2023-INIT/en/pdf

[14] Ad esempio il Glasgow statement https://unfccc.int/sites/default/files/GST/2023-04/Oil%20Change%20International%20-Global%20Stocktake%20Input_Finance%20Flows.pdf

[15] IPCC,2022a; Bauer et al., 2022

 

Foto di Loïc Manegarium

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