I combustibili fossili (petrolio, gas, carbone) rimangono oggi gli indubbi protagonisti del panorama energetico, coprendo più dell'80% dei consumi energetici mondiali. Purtroppo, al loro impiego è associata la produzione di anidride carbonica, la cui crescente concentrazione nell'atmosfera è considerata la principale causa dei cambiamenti climatici. In prospettiva, è quindi necessario riuscire a soddisfare la crescente domanda di energia necessaria allo sviluppo dei paesi emergenti facendo fronte nel contempo ai rischi di impatto sul clima.

Una prima risposta, economicamente praticabile nel breve termine, risiede nel risparmio energetico. Misure, comportamenti e tecnologie che favoriscano la riduzione dei consumi soprattutto nei paesi più sviluppati possono mitigare l'aumento della domanda globale di energia. Grandi promesse risiedono nell'impiego delle energie alternative e in particolare delle rinnovabili, che oggi ricoprono un ruolo relativamente modesto.

L'uso energetico delle biomasse e materiali assimilati (sostanze legnose, rifiuti di vario genere) copre già oggi il 10% del fabbisogno totale e non è prevedibile un incremento significativo. Anche un impiego più spinto dell'energia nucleare, che oggi rappresenta insieme con l'idroelettrico l'8% del totale, fornirà il suo contributo ma è difficile immaginare un effetto quantitativamente rilevante soprattutto nel breve-medio temine. Il contributo di energie rinnovabili quali l'eolico, il solare e i biocarburanti è in forte crescita, ma parte da una base oggi assai modesta, dell'ordine dell'1%.

Il loro effetto sarà significativo in futuro, compensando in parte la riduzione dell'apporto fornito dall'idroelettrico, ma l'impatto sulla riduzione delle emissioni di CO2 sarà realmente determinante solo nel lungo termine, a seguito di significative discontinuità tecnologiche che ne consentano un impiego efficiente e su vasta scala. Appare quindi inevitabile che per ottenere una significativa riduzione delle emissioni di CO2 sia necessario agire direttamente sulle fonti fossili, che rimarranno verosimilmente protagoniste ancora per decadi dello scenario energetico mondiale.


La tecnologia di cattura e sequestrazione geologica della CO2 (CCS)

Un approccio per la riduzione delle emissioni di CO2 da fonti fossili consiste nella cattura e sequestrazione geologica della CO2 (CCS, CO2 Capture & Storage). Esistono tecnologie già note e utilizzate dall'industria petrolchimica e del trattamento del gas naturale in grado di catturare la CO2, ed altre sono in via di sviluppo. La CO2, così separata, viene successivamente compressa e trasportata in condotte fino al sito di stoccaggio per essere iniettata a profondità di circa un chilometro nel sottosuolo.

Giacimenti esauriti di idrocarburi ed acquiferi salini (corpi idrici profondi di enorme capacità di assorbimento per la CO2) sono considerati "serbatoi" adatti al confinamento geologico permanente dell'anidride carbonica. Per quanto riguarda lo stadio di cattura della CO2, esistono tecnologie già note e utilizzate dall'industria petrolchimica e altre sono in via di sviluppo.

Allo stato attuale la CO2 può essere catturata attraverso tre modalità principali:

• Post-combustione.
  La cattura post-combustione consiste nella separazione della CO2 dai fumi generati dalla combustione e preventivamente depurati mediante gli attuali sistemi di trattamento. Tale separazione avviene utilizzando un solvente che assorbe la CO2 a bassa temperatura dai fumi e la rilascia successivamente per riscaldamento, generando una corrente di CO2 pressoché pura. Stime di processo indicano una penalizzazione energetica nel caso di ciclo basato su carbone pari a 9-11 punti percentuali.
  
  
• Pre-combustione.
  Nella cattura pre-combustione la CO2 è rimossa prima della combustione. Dalla gassificazione del combustibile fossile con ossigeno e dal successivo trattamento del gas generato viene prodotta una corrente costituita da idrogeno e CO2; la CO2 è separata e l'idrogeno è utilizzato per la generazione elettrica in un ciclo combinato o per altri usi come vettore energetico. In questo caso il costo energetico della cattura della CO2 è quantificabile, in termini di perdita di efficienza, in 8-10 punti percentuali.
  
  
• Ossi-combustione.
  Il combustibile fossile è alimentato al combustore con ossigeno anziché con aria, generando una corrente gassosa costituita principalmente da CO2 e vapore d'acqua che in parte è ricircolata al combustore. Il vapor d'acqua è separato per condensazione e la corrente di CO2 concentrata può essere compressa e stoccata. La perdita di efficienza legata al processo di cattura è stimata in 9-10 punti percentuali.

Una volta catturata e compressa, la CO2 viene trasportata attraverso condotte fino al sito di stoccaggio e iniettata a profondità di circa un chilometro nel sottosuolo. Come già detto, i giacimenti esauriti di idrocarburi e gli acquiferi salini sono considerati serbatoi adatti al confinamento geologico permanente dell'anidride carbonica.

Le emissioni globali di CO2 associabili alle attività umane sono attualmente circa 25 miliardi di tonnellate (Gigaton): la capacità di stoccaggio di giacimenti esauriti di idrocarburi è di almeno 2 mila Gigaton di CO2, quella degli acquiferi salini è decisamente superiore. A titolo di esempio, l'esperienza pionieristica norvegese di Sleipner a partire dal 1996 ha portato alla sequestrazione di più di 10 milioni di tonnellate di CO2 nell'acquifero salino di Utsira, senza che nel tempo sia stata rilevata alcuna fuoriuscita significativa di CO2.

La CO2 viene iniettata a pressioni elevate, tali da raggiungere il comportamento cosiddetto "supercritico", vale a dire uno stato assimilabile al gas per la capacità di diffondersi rapidamente negli spazi porosi della formazione geologica e simile al liquido in termini di densità e quindi di quantità immagazzinabili.

Nei giacimenti esauriti di petrolio o di gas la CO2 va a occupare i pori in cui erano intrappolati gli idrocarburi. Nel caso in cui quantità rilevanti di idrocarburi fossero ancora presenti nel giacimento al momento dell'iniezione, la CO2 può anche favorire la produzione aggiuntiva di petrolio o gas (processi di Enhanced Oil Recovery ed Enhanced Gas Recovery - EOR ed EGR).

Nell'effettiva applicazione della CCS, rimangano ancora difficoltà da superare legate prevalentemente ai costi. Lo stadio iniziale di cattura della CO2 ha un costo energetico ed economico rilevante, che copre circa l'80% del costo complessivo della tecnologia. Per agire positivamente su tale fase, è necessario operare su impianti che emettano grandi quantità di CO2, in concentrazioni elevate e a livello localizzato. La CO2, una volta separata, va trasferita al sito di stoccaggio, la cui distanza deve essere contenuta per minimizzare i costi.

Per percorsi dell'ordine delle decine di chilometri, il trasporto incide per circa il 15% sul costo totale. Lo stadio finale di iniezione nel sottosuolo rappresenta il 5% del costo complessivo. Questa, tuttavia, è la fase più delicata dal punto di vista della sicurezza e incide significativamente sulla sostenibilità dell'intero processo. L'iniezione di CO2 è però un processo noto nel mondo petrolifero che ne domina gli aspetti tecnologici e di carattere geologico; per decenni le compagnie petrolifere hanno ri-iniettato la CO2 proveniente dal trattamento di gas acidi in giacimenti di idrocarburi a diverso livello di maturità, per mantenere la pressione e sostenere la produzione.

L'industria petrolifera è infatti pienamente in grado di identificare i siti adatti per la sequestrazione della CO2, ad esempio: conoscendo le caratteristiche di porosità che definiscono il volume potenziale di stoccaggio; valutando le conseguenze sulla stabilità meccanica della formazione e gli eventuali effetti sismici; individuando le caratteristiche delle rocce di copertura per garantire la tenuta nel tempo della CO2 iniettata (aspetto intorno al quale si stanno sviluppando modelli predittivi che permettano di prevedere l'insorgere di perdite significative di CO2). L'utilizzo di giacimenti acquiferi salini come serbatoi di CO2 rappresenta un'opzione attualmente meno matura, che richiede lo sviluppo di maggiori conoscenze, non essendo questi bacini così largamente studiati come i giacimenti di idrocarburi. D'altra parte, i giacimenti acquiferi sono presenti anche in aree in cui non vengono prodotti petrolio e gas e offrono potenzialità di stoccaggio considerevolmente maggiori rispetto ai giacimenti esauriti o in declino.


Eni e la CCS

Eni considera la cattura e sequestrazione geologica dell'anidride carbonica un'opzione necessaria per mitigare nel medio termine gli effetti negativi sul clima attribuibili alle fonti fossili. Allo stesso tempo, lo sviluppo di tecnologie di iniezione di CO2 in giacimento rappresenta per Eni un fattore strategico al fine di aumentare - là dove la struttura dei giacimenti lo renda possibile - il tasso di recupero di petrolio e gas naturale.

Anche in questo caso, una parte rilevante della CO2 iniettata rimane permanentemente sequestrata nel giacimento. Eni può vantare un patrimonio di conoscenze distintive in ogni segmento della tecnologia di cattura e sequestro della CO2, in particolare in campo geologico e nell'esercizio delle attività di stoccaggio gas ma anche in relazione alle attività del proprio settore Ingegneria e Costruzioni.

Tali conoscenze la pongono in una posizione privilegiata (ed unica in Italia) per poter affrontare con competenza la complessa tematica della cattura e sequestrazione della CO2, sulla quale sta sviluppando attività sia di ricerca & sviluppo, sia di progettazione di iniziative a breve e lungo termine.

Nel campo della ricerca & sviluppo, Eni partecipa da anni al Consorzio internazionale "CO2 Capture Project" (CCP) - www.CO2captureproject.org - insieme alla maggior parte delle principali major petrolifere. Eni ha inoltre in corso studi di modellazione geochimica, di verifica della compatibilità dei pozzi preesistenti e di definizione delle modalità di monitoraggio, finalizzati a una imminente iniziativa pilota di iniezione di CO2 in un sito di stoccaggio gas.

Attraverso la collaborazione recentemente stilata con Enel, tale iniziativa pilota sarà integrata con un'unità pilota per la cattura della CO2 da fumi di combustione di una centrale termoelettrica. Nello stesso contesto sarà inoltre realizzata una unità pilota per lo studio del trasporto via tubo di CO2. Sul piano delle attività di progettazione a breve e a lungo termine, Eni ha in corso studi di fattibilità per attività di iniezione di CO2 finalizzate ad aumentare la produttività di alcuni giacimenti di idrocarburi.

In collaborazione con Enel verranno condotti inoltre studi di fattibilità per la realizzazione di progetti integrati di grandi capacità, che prevedono l'iniezione in giacimenti di idrocarburi o in acquiferi salini dell'anidride carbonica prodotta e separata in una centrale di produzione di energia elettrica di Enel e trasferita al sito via tubo. Eni segue infine con grande attenzione e con un ruolo attivo l'evolversi delle normative nazionali e internazionali.

La collaborazione con Enel prevede in particolare uno studio dettagliato delle opzioni nazionali di sequestro della CO2 in relazione alle principali sorgenti di emissione.