Energean: “intombare” la CO2 per raggiungere la carbon negativity

da | 29 Mag 2024 | Tech

Nella prima puntata del nostro speciale dedicato a Energean, abbiamo fatto il punto della situazione sulla situazione estrattiva di gas e petrolio nel Mediterraneo, e approfondito il quadro energetico nazionale.

Come anticipato, questa settimana invece ci concentriamo sulla CCS, acronimo dietro cui si cela la Carbon Capture and Storage. Si tratta di una tecnologia che mira a ridurre le emissioni di anidride carbonica creata dalle attività industriali “hard to abate“.

Con questa espressione ci si riferisce a quei settori industriali che richiedono elevate quantità di energia e che producono grandi quantità di CO2 come sottoprodotto, la cui riduzione è particolarmente difficile e costosa. Alcuni esempi di settori “hard to abate” includono la produzione del cemento, la siderurgia, la chimica e la raffinazione del petrolio.

La CCS avviene in tre fasi principali. La prima è quella della cattura della CO2, che viene separata dai gas di scarico prodotti dagli impianti industriali e dalle centrali elettriche. La seconda prevede il trasporto della CO2, che viene compressa e movimentata tramite condutture, autocarri e navi verso il sito di stoccaggio.

Questo rappresenta l’ultima delle tre fasi e vede la CO2 essere iniettata in formazioni geologiche profonde, come giacimenti di petrolio e gas esauriti, formazioni saline o bacini di carbone non sfruttabili. Lo stoccaggio può avvenire a migliaia di metri sotto la superficie terrestre, dove la CO2 rimane intrappolata in modo sicuro per migliaia di anni.

La CCS è considerata una soluzione importante per affrontare il cambiamento climatico, poiché consente di ridurre significativamente le emissioni di CO2 delle industrie pesanti e delle centrali elettriche a combustibili fossili.

Tuttavia, la sua implementazione su larga scala è ancora limitata da vari fattori, tra cui i costi elevati, la necessità di infrastrutture adeguate, le preoccupazioni riguardo alla sicurezza dello stoccaggio a lungo termine della CO2, e la mancanza di una chiara volontà politica di aiutare questa tecnologia nelle sue fasi iniziali.

Di questo abbiamo parlato con Giuseppe Greco (Responsabile Decarbonizzazione e progetti italiani), Norberto De Marchi (Project Manager Transizione Energetica), Bruno Garcea (Senior Geophysicist) e Nino Caliri (Head of Public Affairs & Communication).

E abbiamo voluto iniziare da una valutazione chiave, ossia quando un giacimento possa considerarsi effettivamente esaurito, e quindi riutilizzabile per la CCS. Perché in realtà i giacimenti non vengono mai sfruttati al 100% ma solo fino a che è economico estrarre il gas o il petrolio.

La CCS (Carbon Capture and Storage) è una tecnologia che mira a ridurre le emissioni di CO2 riutilizzando i giacimenti esauriti.

Supponiamo che un giacimento venga considerato esaurito in quanto non è più economico estrarre le sue risorse. Al che si decide di intombarci la CO2. Poi, però, i prezzi s’impennano ed ecco che di colpo avrebbe nuovamente senso riprendere le estrazioni…

Giuseppe Greco: Una volta cambiata la destinazione d’uso di un pozzo, questa resta definitiva. Il processo decisionale preliminare serve proprio a stabilire l’assenza di ulteriori interessi minerari. Dopodiché vengono identificati quei siti che possono potenzialmente ospitare la CO2 in maniera permanente o comunque per un periodo sufficientemente lungo, parliamo anche di migliaia di anni.

Attualmente, stiamo studiando il potenziale dei nostri asset e lo stesso stanno facendo molte altre aziende; forse ENI è leggermente avanti di noi con il progetto di Ravenna CCS.

Uno dei timori associati all’adozione della CCS è il timore che un crollo del giacimento, magari a causa di un terremoto, possa riportare nell’atmosfera milioni di tonnellate di CO2. Cosa rispondete in merito a questa presunta criticità? 

Norberto De Marchi: L’idrocarburo è un gas che è riuscito ad accumularsi in giacimenti dov’è rimasto per milioni, a volte decine di milioni di anni, come nel caso dell’Adriatico. Questi giacimenti sono strutture sotterranee sicure e ben strutturate, in grado di sigillare il gas al loro interno, gas che noi poi estraiamo. Rimettendo dentro la CO2, che è un gas con caratteristiche simili, ripristiniamo in sostanza le condizioni originali.

Anche nei giacimenti considerati esausti resta sempre una quantità variabile tra il 15% e il 20% di idrocarburi, a seconda che siano liquidi o gassosi come il metano. Questa percentuale rappresenta il limite oltre il quale non è più economico estrarre. E a differenza di quanto si può immaginare, un giacimento esausto non è una grotta che possa crollare.

Bruno Garcea: Va poi detto che già adesso, in tutti i giacimenti, lo spazio occupato dal gas viene rimpiazzato dall’acqua che, in assenza della pressione del petrolio o del metano, risale dagli strati più profondi della crosta terrestre. Riposizionando il gas, l’acqua si abbasserebbe nuovamente, venendo riassorbita.

Quando conviene ricorrere all’intombamento della CO2?

Norberto De Marchi: Perché il processo abbia senso dal punto di vista economico, sono necessari volumi molto grandi di CO2. È dunque necessario un sistema industriale che la catturi, poi serve un sistema che trasporti la CO2 dal sito di cattura a quello di stoccaggio, dove verrà iniettata permanentemente nel sottosuolo.

Questa catena del valore presenta le stesse fragilità e opportunità dei business industriali. Pensiamo alla Pianura Padana, una delle zone più industrializzate d’Europa insieme alla Germania. Offre un ampio bacino di opportunità e il trasporto dalle zone industriali, ad esempio da Torino attraverso tutta la Pianura Padana fino alla zona di Ravenna, dove opera l’ENI, risulterebbe piuttosto economico.

Ravenna CCS è un progetto sviluppato da Eni in collaborazione con Snam. La prima fase coinvolgerà la cattura di 25.000 tonnellate di CO2 all’anno, che dovrebbero aumentare fino a 4 milioni di tonnellate entro il 2027.

La situazione invece cambia se prendiamo in esame un’area industriale più localizzata e piccola, per la quale sarebbe opportuno immagazzinare CO2 in sistemi di dimensioni ridotte. In questo caso, i volumi e le economie di scala cambiano drasticamente.

Come si movimenta la CO2 dal produttore ai vostri giacimenti? Si devono costruire nuove infrastrutture o si possono sfruttare quelle già esistenti?

Giuseppe Greco: Dipende dai volumi di CO2 prodotti, dalla posizione dell’impianto e dalle infrastrutture disponibili. Innanzitutto, la logica suggerisce di scegliere il sito di stoccaggio più vicino. E dunque a un grande emettitore di CO2, o a un gruppo di emettitori in un’area industrializzata che decidano di consorziarsi, deve corrispondere un grande giacimento. A quel punto si valuta se è possibile spostare la CO2 utilizzando le condotte del gas o se è necessario movimentarla prima con dei camion e poi via nave.

La Norvegia, ad esempio, col progetto Longship prevede di catturare la CO2 di due grandi impianti industriali nella zona di Oslo (il cementificio Heidelberg Materials e il termovalorizzatore Hafslund Oslo Celsios, ndR) e trasportarla via nave dai siti di cattura all’impianto terrestre di Northern Lights, a Øygarden.

Lì, la CO2 entra nel terminal di ricezione prima di essere trasportata attraverso un oleodotto al pozzo, dove viene pompata nel serbatoio sottomarino. Secondo i calcoli Heidelberg Materials e Celsio consegneranno ciascuna circa 400.000 tonnellate di CO2 all’anno, equivalenti all’1,6 percento delle emissioni totali della Norvegia. All’iniziativa si sono unite società olandesi, belghe e francesi.

Come potrebbe funzionare questo sistema in Italia? Prendiamo ad esempio la Pianura Padana…

La Pianura Padana è un’area fortemente industrializzata ed esiste già un consorzio. L’accordo prevede che le società “hard to abate” si occupino della cattura della CO2, SNAM del trasporto ed ENI dello stoccaggio.

Il metodo più efficiente per movimentare la CO2 è tramite le tubazioni. È chiaro però che per volumi più piccoli, come quelli che ipotizziamo per i nostri siti di piccola scala, chiamati appunto “small scale”, a meno che non ci siano condutture nelle vicinanze il trasporto via camion è la soluzione più appropriata. Noi offriamo i nostri siti a chiunque sia interessato alla decarbonizzazione.

Un caso interessante è quello del biometano, prodotto essenzialmente catturando la CO2 presente nell’atmosfera e convertendola in metano. Nel processo di produzione rimane una parte di anidride carbonica, che dev’essere depurata e rimessa nell’atmosfera.

Fatto questo, supponiamo che il biometano sia utilizzato da un’acciaieria. In tal caso il processo produttivo creerebbe nuovamente CO2, che tornerebbe così nell’atmosfera. Si tratterebbe di un processo “carbon neutral”: si prende l’anidride carbonica dall’atmosfera, la si converte in biogas che si trasforma nuovamente in anidride carbonica.

Ma supponiamo che l’acciaieria di questo esempio catturi l’anidride carbonica, la metta su un camion e ce la mandi. Questo significherebbe offrire al territorio un servizio con un impatto di CO2 negativo, contribuendo alla decarbonizzazione locale in modo efficace.

Nell’ambito della CCS, la Norvegia fa scuola col progetto Longship, che catturerà la CO2 di due grandi impianti industriali nella zona di Oslo, per poi trasportarla all’impianto terrestre di Northern Lights, a Øygarden.

Si possono usare i metanodotti già esistenti per riportare la CO2 ai vostri giacimenti esausti e intombarla?

Nino Caliri: L’Italia dispone di circa 35mila chilometri di metanodotti; quindi, in alcuni casi può essere possibile trovare dei tratti o degli snodi adatti alle nostre esigenze. È chiaro però che per rendere tutto ciò possibile, dev’esserci una pianificazione nazionale ed europea.

Noi possiamo fare la nostra parte grazie alle competenze, alla conoscenza del sottosuolo e alla disponibilità dei nostri giacimenti. Dobbiamo però avere alle spalle un sistema che vada dall’emettitore al trasportatore.

Ma la politica è ricettiva verso la CCS? Sono previste agevolazioni affinché per un’azienda sia conveniente mettere in moto questa complessa macchina organizzativa?

Nino Caliri: Siamo ancora in una fase in cui il governo italiano sta cercando di regolamentare, di dare una forma scritta a un mercato, quello dello stoccaggio della CO2, che è ancora “ignoto”. Uso questo termine non dal punto di vista tecnologico, ovviamente, ma nel senso che non gli è mai stata data una veste commerciale ed economica.

Affinché la CCS diventi sviluppabile su larga scala serve necessariamente un sistema di regolamentazioni e di norme che attualmente sono assenti o in fase prototipale. Ma non è una situazione solamente italiana; tutti gli esempi più o meno avanzati di intombamento nel mondo, che sono diverse decine, operano spesso con licenze sperimentali o regolamentazioni create ad hoc.

Quali sono le nazioni più avanzate nella tecnologia della Carbon Capture and Storage?

Norberto De Marchi: Negli Stati Uniti ci sono alcuni impianti legati ai settori ‘hard to abate’ che producono un milione di tonnellate all’anno di CO2, quindi volumi significativi. In questi casi, esiste una struttura integrata per mettere la CO2 nel sottosuolo.

Altri luoghi dove questa tecnologia è già in uso includono la Norvegia. Dal 1996, il campo di Sleipner è utilizzato come impianto per la cattura e lo stoccaggio del carbonio, gestito da Equinor e da un gruppo di aziende partner.  Parliamo del progetto di stoccaggio più longevo al mondo, grazie al quale ogni anno viene catturato e stoccato circa 1 milione di tonnellate di CO2.

Siamo quindi di fronte a una tecnologia non nuova ma che non riesce a scalare per questioni politiche ed economiche…

Norberto De Marchi: Serve un sistema che si regga sulle proprie gambe. Nel Mare del Nord la CCS è realtà perché la Norvegia ha finanziato per l’80% circa il progetto che citavo prima. Comunque, anche l’Europa si sta muovendo in questa direzione e sta cercando di costruire una catena del valore che unisca l’emettitore, il trasportatore e chi infine immette la CO2 nel sottosuolo.

Giuseppe Greco: Perché un emettitore dovrebbe decarbonizzarsi? Perché gli viene imposto o perché potrebbe ottenere un vantaggio commerciale.  Penso, ad esempio, a quelle aziende attente alla responsabilità sociale che potrebbero essere interessate a fare sì che le loro attività non portino all’emissione di CO2 nell’atmosfera; o che i loro quartier generali e gli stabilimenti siano costruiti con materiali decarbonizzati. L’importante è iniziare, poi i costi si ridurranno con la crescita del business e l’aumento delle economie di scala.

Ecco come si presenta il sottosuolo di Prinos. Come si può notare, i giacimenti non sono esattamente le grotte che molti immaginano.

Passiamo dalla teoria ai fatti: leggo che il giacimento di Prinos, in Grecia, potrebbe stoccare 5 milioni di tonnellate di CO2 all’anno. Ma a cosa corrisponde concretamente questo quantitativo?

Giuseppe Greco: Un cementificio di media grandezza produce ogni anno tra il mezzo milione e il milione di tonnellate di CO2 all’anno.

Norberto De Marchi: Una grossa centrale elettrica viaggia anch’essa attorno al mezzo milione di tonnellate all’anno…

Quindi basterebbero le emissioni di dieci grandi stabilimenti per esaurire la capienza annua di un singolo giacimento?

Giuseppe Greco: Questo è un punto chiave. Per poter davvero raggiungere l’obiettivo “net zero” entro il 2050 non basta solo la CCS, né solo l’idrogeno verde, l’efficienza energetica o i biocarburanti. Serve tutto l’insieme.

La CCS è una componente, un tassello che contribuisce a decarbonizzare settori che non potranno mai essere completamente green solo con l’idrogeno verde o l’energia fotovoltaica.

Di fronte a queste metriche, però, viene da pensare che la CCS sia un tassello piccolo all’interno di un disegno più grande.

Norberto De Marchi: Sì, ma solo perché in questa fase non esiste ancora un mercato. Nel momento in cui esistesse, il sistema si amplierebbe inevitabilmente con l’allargamento ad altri siti.

Torniamo a Prinos: dopo quanti anni andrebbe esaurito lo spazio a disposizione?

Norberto De Marchi: Prinos ha una capienza teorica di circa 100 milioni di tonnellate. Visto che se ne possono stoccare al massimo 5 all’anno, parliamo di circa vent’anni.

Giuseppe Greco: Il che ci permetterebbe di risparmiare 20 anni di emissioni, creando allo stesso tempo un’infrastruttura che potrebbe poi essere usata anche per altro. Prendiamo ad esempio il caso di Ravenna: inizieranno con Porto Corsini ma poi, una volta che questo sito sarà esaurito, si potranno raggiungere altri depositi partendo da lì.

Bruno Garcea: Teniamo anche a mente che oggi utilizzeremmo i giacimenti attualmente esausti. Tra vent’anni, potremmo usare quelli che si andranno a esaurire nel frattempo.

Norberto De Marchi: C’è poi un’altra possibilità: invece di guardare solo ai giacimenti esauriti, potremmo considerare anche le cosiddette ‘trappole’, ossia gli acquiferi salini profondi. Parliamo di strutture a 2-3 mila metri di profondità, ossia alla stessa quota dei giacimenti, ma che contengono solo acqua.

Ma come si fa a scoprire l’esistenza di questi acquiferi salini profondi? E come si riesce a individuare giacimento a migliaia di metri sotto il mare? È una questione che affronteremo nel nostro ultimo appuntamento con Energean, dove parleremo del ruolo dell’intelligenza artificiale nel rilevamento dei giacimenti.

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