Dossier: Idrogeno blu e CCS

Dossier: Idrogeno blu e CCS

a cura di emergenzaclimatica.it

“L’idrogeno blu è del 20% peggiore per l’ambiente che bruciare metano”, secondo l’ultima ricerca di Stanford University/Cornell University (Aprile 2021)

“ L’idrogeno blu è spesso visto come un importante vettore energetico in un futuro mondo decarbonizzato. Attualmente, la maggior parte dell’idrogeno è prodotto mediante “steam reforming” del metano (c.d. “idrogeno grigio”), con elevate emissioni di anidride carbonica.

Molti stati oggi propongono invece di utilizzare la cattura e lo stoccaggio del carbonio (tecnologia CCS) per ridurre (“ridurre” non … “eliminare”) queste emissioni, producendo il cosiddetto “idrogeno blu“, presentato come soluzione appunto a “basse emissioni” o “idrogeno compensato”. (Michele Carducci).

Ma un recente  studio, svolto da un autorevole gruppo di ricerca delle Università di Stanford e Cornell, smonta in modo rigoroso e non confutabile la “policy legend” del c.d. “idrogeno blu”,  dimostra che la soluzione non è neppure a “basse emissioni”. I dati attestano che le emissioni di gas serra derivanti dalla produzione di “idrogeno blu” permangono piuttosto elevate, in particolare a causa del rilascio di metano fuggitivo, persino nel caso in cui l’anidride carbonica catturata dovesse essere immagazzinata per sempre e senza dispersioni, ipotesi, questa del carattere definitivo e senza dispersioni, priva di qualsiasi dimostrazione scientifica e pratica.

Lo studio: le emissioni con H2 blu e CCS sono del 20 per cento superiori che bruciare direttamente gas e addirittura del 60% bruciando diesel per il riscaldamento, considerando il carbon footprint dell’intera filiera produttiva.

Lo studio degli scienziati ha portato sconcerto nella stampa del Regno Unito, dove Boris Johnson sta per emanare la Strategia Nazionale sull’Idrogeno, basando la sua transizione ecologica al 70% proprio sull’uso di H2 blu e CCS per decarbonizzare l’economia inglese, con l’impianto BP a Teesside e il più grande impianto CCS al mondo di SSE e Equinor vicino a Hull. (vedi bibliografia)

Ma in Italia questo studio è passato quasi inosservato, come anche l’ultimo rapporto AR6 dell’IPCC che lancia “l’allarme rosso per l’umanità”.

Cos’è l’idrogeno blu? E il CCS?

L’idrogeno è uno degli elementi più diffusi in natura, ma si può scindere in modo conveniente industrialmente solo dal metano ( CH4, detto idrogeno grigio o blu) o dall’acqua ( H2O,  detto idrogeno verde).

Parleremo qui dell’idrogeno blu. Si ottiene come detto dal metano ( CH4 ) tramite elettrolisi, che richiede molta energia, e restituisce come scarto molto biossido di carbonio (CO2). L’idrogeno blu, rispetto all’idrogeno grigio, cerca di catturare tale “resto sporco” della produzione, e di stoccarlo sottoterra nei giacimenti esausti delle trivellazioni terrestri di petrolio o gas sulla terraferma o in mare. Così l’idrogeno grigio, con forti emissioni di CO2, diventa blu, catturando e nascondendo la CO2 prodotta “sotto il tappeto” con il CCS…

Per alimentare gli elettrolizzatori, non importa che energia si usa, se rinnovabile o fossile o nucleare. E ci sono diverse metodologie tecniche per estrarre l’idrogeno dal metano: ma le emissioni di CO2 sono simili, e devono essere catturate. Ma per farne cosa?

La produzione di idrogeno blu non è conveniente a livello energetico: per produrre l’equivalente di 1 Kw/ora di energia da idrogeno combusto servono circa 5 Kw/ora di energia: uno spreco dell’80% di energia ed emissioni massicce di CO2. Servono perciò ingenti interventi di sovvenzioni statali per giustificare tale produzione, che pagheremo noi poi nelle bollette in nome della decarbonizzazione.

  • E la Commissione Europea, in una nota emessa sui progetti di Recovery Fund italiani a fine giugno 2021 (DOC SWD (2021) 165 final), a pagina 60 sotto il principio del DNSH, “Do No Significant Harm”, stabilisce che nel PNRR italiano “gli investimenti nell’idrogeno saranno limitati all’idrogeno verde e non conterranno idrogeno blu ne coinvolgeranno il gas naturale” https://ec.europa.eu/info/system/files/com-2021-344_swd_en.pdf

La tecnologia CCS

CCS vuol dire Carbon Capture and Storage, ma c’è anche il CCUS, dove la U sta per Utilization, cioè una parte della CO2 catturata viene riutilizzata per scopi industriali. In parole povere, le industrie energetiche (tipo centrali a carbone ENEL) e petrolchimiche (tipo impianto ENI di Ravenna) continuano a produrre CO2 climalterante nelle loro produzioni, ma la catturano in parte, stoccandola sotto terra, rendendo così “green” le loro solite produzioni inquinanti, cioè riducendo in parte le emissioni in aria della CO2. Un classico study case di greenwashing. La produzione di idrogeno blu da metano con CCS  ne è un classico esempio.

CCS a livello scientifico

A livello scientifico ci sono molti studi che effettuano comparazioni relative, ossia binarie, tra le imprese che “fanno meglio” nella CCS. Ma questo tipo di comparazione è ingannevole (al primo posto risulta infatti Exxon!) con riguardo ad altre comparazione binarie, come quella dell’Accademia Nazionale di Scienze degli Stati Uniti. Del resto, i progetti CCS sono tendenzialmente fallimentari, quindi “incerti”.

Bisogna tener conto  che tutte le strategie su CCS, idrogeno blu etc. operano dentro la logica della c.d. “curva di indifferenza”, ossia immaginando che il decisore (soprattutto aziendale) abbia a disposizione diverse opzioni di scelta su cui esprimere liberamente la propria preferenza, senza alcuna gerarchia o priorità dettata dall’esterno.

Questo schema “in vitro” è ormai impraticabile nell’emergenza climatica.

Spieghiamo: è come immaginare la “curva di indifferenza” sul che fare dentro una casa in fiamme, predicando opzioni e preferenze fra loro tutte uguali, dal farsi bruciare vivo all’uscire di fretta da casa al chiamare i pompieri etc. e poi magari comparare chi fa meglio degli altri per ognuna di queste opzioni (per es. chi è stato più rapido nel chiamare i pompieri, che nell’abbandonare la casa ecc…). 

E’ di tutta evidenza che questo genere di rappresentazioni e comparazioni (praticate appunto dal Global CCS Institute), fingono sulla realtà, perché negano che ci sia una variabile determinante e indipendente che vincola e condiziona le preferenze: l’emergenza climatica (cfr. https://impatti.sostenibilita.enea.it/research/topic/86 ).

I pochi progetti CCS nel mondo

Sono solo 3 i progetti attualmente attivi citati in tutte le pubblicazioni: Sleipner in Norvegia, Weyburn in Canada e Salah in Algeria. Ma senza risultati economicamente convenienti. Poi, in  coincidenza con la strategia energetica varata dalla Merkel durante la sua presidenza UE (il pacchetto Clima Energia 20 20 20, taglio del 20% delle emissioni di gas a effetto serra rispetto ai livelli del 1990, 20% del fabbisogno energetico ricavato da fonti rinnovabili, miglioramento del 20% dell’efficienza energetica),  fissati nel 2007 e recepiti nelle legislazioni nazionali nel 2009), le lobby del fossile ottennero in compensazione 1 miliardo di euro per realizzare “la costruzione e la messa in funzione, entro il 2015, di 12 impianti di dimostrazione per la produzione commerciale di elettricità con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS)”.

L’Italia presentò il progetto ENI – ENEL “CCS Brindisi – Cortemaggiore – Porto Tolle” per 100 milioni di euro.

Il “progetto di eccellenza” italiano: CCS Brindisi – Cortemaggiore del 2008

Inaugurato nel 2011 alla presenza dell’allora Ministra dell’Ambiente Prestigiacomo, doveva separare una piccola quantità di CO2 dai fumi della centrale a carbone Enel di Brindisi (8 mila t/anno di CO2 sequestrata secondo i dati del portale sulla carbon sequestration del Massachussets Institute of Technology). La CO2 doveva poi essere trasportata lungo gran parte della penisola con autobotti fino a Cortemaggiore, 800 km, nel piacentino, per essere iniettata all’interno di un sito di stoccaggio geologico di Stogit (il gestore degli stoccaggi gas). L’impianto di cattura alla centrale ENEL di Cerano è stato realizzato, ma poi non si è saputo più nulla del progetto CCS. Nel 2015 la ditta Stogit ha presentato in Provincia richiesta di riesame dell’ autorizzazione integrata ambientale (Aia) per l’impianto di compressione e stoccaggio di gas naturale in Comune di Cortemaggiore (via Tre Case e via Sant’Anna, in località Olza) e in Comune di Besenzone, dove si cita ancora l’impianto di iniezione di anidride carbonica, del quale si erano perse le tracce dal 2012.

Tanto che persino il MIT  di Boston dichiarava chiuso il progetto nel 2016 per non aver ricevuto dati: “After an initial testing period in March 2011, the project was expected to be operational by 2012. However there has been no news on this project since 2011 and it is presumed that the project didn’t proceed to the operational phase.”

Solo nel 2020, Salvatore Bernabei, numero 1 di Enel Green Power, ha  dichiarato in un’intervista a Standard & Poors che quella della CCS per Enel è una stagione finita.

E solo l’11 agosto 2021 ENEL presenta le integrazioni alla Valutazione di Impatto Ambientale per la conversione a gas di Cerano, e decide di demolire “l’area retro caldaie a carbone e l’impianto sperimentale di cattura e stoccaggio della CO2” visto che le ombre delle strutture, proiettate sui pannelli solari da installare, ridurrebbero drasticamente la produzione energetica dei pannelli.  Il flop del progetto.

  • Nel 2018, la Corte dei Conti Europea nella relazione n. 24/2018 ha certificato il fallimento della tecnologia CCS dopo aver esaminato i risultati ottenuti con il programma EEPR. I progetti sono stati cancellati o conclusi senza essere entrati in funzione, con l’eccezione dell’impianto pilota in Spagna che, però, non ha dimostrato l’utilizzo del CCS su scala reale.
https://www.eca.europa.eu/Lists/ECADocuments/SR18_24/SR_CCS_IT.pdf

L’ENI e il CCS di Ravenna

2020: ma ENI insiste: il progetto CCS di Ravenna  è un polo di separazione di CO2 da attività energetiche e chimiche almeno inizialmente dell’area del gruppo Eni e sua iniezione in giacimenti gas esauriti del medio Adriatico. La dimensione obiettivo di ENI ne farebbe “uno dei più grandi hub del mondo di CCS” con una capacità a regime fino a 5 milioni di t CO2.

Nell’ estate 2020, Claudio Descalzi parla di un lavoro di Eni per proporre uno dei progetti principali al Piano Europeo del Recovery Fund: il CCS di Ravenna.

Infatti troviamo nella prima bozza del Recovery Plan di dicembre 2020 del Governo Conte bis 1.2 miliardi da investire nel progetto CCS di Ravenna. Ma la Commissione istruttrice della UE boccia il finanziamento, escluso poi già nella seconda bozza PNRR del governo Conte e poi nella versione definitiva del PNRR presentata dal governo Draghi ad aprile 2021 dopo la citata nota EC di fine giugno 2021 (DOC SWD (2021) 165 final). Restano nel PNRR definitivo solo investimenti in Green Hydrogen Valley e idrogeno verde. Ma il neoministro della Transizione Ecologica Cingolani punta ancora sull’idrogeno blu…

La Strategia Nazionale sull’Idrogeno (2020)

Il Ministero dello Sviluppo Economico presenta nel novembre 2020 la nuova Strategia Nazionale sull’idrogeno, basandosi sui dati del PNIEC ( Piano Nazionale Italiano Energia e Clima ) di gennaio 2020.

Il piano prevede: 2% circa di penetrazione dell’idrogeno nella domanda energetica finale, fino a 8 Mton in meno di emissioni di CO2eq, circa 5 GW di capacità di elettrolisi per la produzione di idrogeno (elettrolisi=idrogeno blu), creazione di oltre 200k posti di lavoro temporanei e fino a 10k di posti fissi, fino a 27 mld € di PIL aggiuntivo, fino a 10 mld € di investimenti per H2 (investimenti FER da aggiungere),

di cui metà da risorse e fondi ad hoc.

E ciò per implementare applicazioni per la mobilità (es. camion a lungo raggio,

treni, navi, aviazione, ecc. ), applicazioni industriali (es. chimica, raffinazione, siderurgia primaria, ecc. ), stoccaggio e generazione di elettricità dall’idrogeno, applicazioni per il riscaldamento residenziale e commerciale.

Le nostre osservazioni al PNIEC prima (basato al 70% sulla transizione ecologica col metano) e poi alla Strategia sull’idrogeno hanno dimostrato che:

  • le previsioni del Piano sull’idrogeno sono anacronistiche, considerando la stesura del PNIEC che prevedeva una riduzione solo del 40% delle emissioni per il 2030, e a priori, considerando  l’ultimo rapporto AR6 dell’IPCC che imputa il metano come la causa principale per l’allarme rosso all’umanità.
  • che la Strategia Europea sull’idrogeno è molto più incisiva raccomandando una “priority to develop renewable hydrogen”
  • che c’è una costante confusione tra idrogeno rinnovabile verde e idrogeno “compensato” blu
  • che è basata sull’idrogeno “compensato” con CCS, e in Italia non ci sono impianti CCS funzionanti
  • che non ci sono incentivi per elettrolizzatori e idrolizzatori
  • che le reti gas italiane sono adeguate al trasporto solo del 5% di idrogeno in mix col metano, perciò è un combustibile poco distribuibile
  • e tanto altro (vedere le nostre osservazioni alla Strategia sull’idrogeno).

Le nostre conclusioni:

  • l’idrogeno blu ha risultati quantitativamente poco rilevanti
  • il CCS rinvia il problema CO2 alle generazioni future
  • il CCS ha costi elevati e rischi sismici e ambientali
  • l’idrogeno blu conviene solo alle aziende fossili
  • H2 blu deve essere sostenuto da sovvenzioni pubbliche per essere conveniente, soldi dati alle aziende fossile per continuare a inquinare e nascondere  la CO2 sottoterra
  • tutte le sperimentazioni finora sono state “uno spreco di risorse pubbliche” secondo la Corte dei Conti Europea
  • H2 può essere trasportato negli attuali gasdotti solo al 5-10%, giustificando l’uso di metano al 90%
  • L’ultimo rapporto AR6 dell’IPCC indica il metano come il principale elemento climalterante responsabile dell’emergenza climatica, perciò da ridurre, anzi, azzerare subito, soprattutto per le perdite fuggitive nella filiera.

Bibliografia del dossier:

Fonti CCS:

  • Il Catalogo delle Tecnologie Energetiche.pdf – DSCTM – CNR del 2017, pag. 39

Definizione preliminare delle specifiche tecniche per la … Enea 2016, pag. 47 Ambiguità, rischi e illusioni della CCS-CCUS – WWF di maggio 2021

Rassegna stampa sullo studio su H2 Blu e CCS:

Lo studio di Stanford University e Cornell University:

https://onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1002/ese3.956

https://onlinelibrary.wiley.com/doi/epdf/10.1002/ese3.956

La Relazione speciale della Corte dei Conti Europea sul fallimento del CCS

https://www.eca.europa.eu/Lists/ECADocuments/SR18_24/SR_CCS_IT.pdf

La Nota della Commissione Europea sui progetti di Recovery Fund italiani di fine giugno 2021 (DOC SWD (2021) 165 final:

https://ec.europa.eu/info/system/files/com-2021-344_swd_en.pdf

Fonti su H2 blu e CCS

  • “Renewables 2020 – Global Status Report”, REN21.
  • “Il punto sull’eolico”, GSE, ottobre 2017.
  • “Rapporto Statistico Solare fotovoltaico 2018”, GSE, giugno 2019.
  • “Fattori di emissione atmosferica di gas a effetto serra nel settore elettrico nazionale e nei principali Paesi Europei”, ISPRA, 2019.
  • “Tons of Co2 emitted into the atmosphere”, The World Counts.  https://www.theworldcounts.com/challenges/climate-change/global-warming/global-co2- emissions/story
  • Estimation of Greenhouse Gas Emissions from the EU, US, China, and to 2060 in Comparison with Their Pledges under the Paris Agreement, Yang Liu 1,2 ID , Fang Wang 1,* and Jingyun Zheng 1,2, in MDPI, 2017
  • World Energy Outlook, IEA, 2016-2019
  • Carbon removal lessons from an early corporate purchase, Microsoft, 2021
  • Special Report on Carbon Capture Utilisation and Storage in clean energy transitions, IEA, 2020
  • Sito web del progetto Hynet di produzione di “blue hydrogen” in prossimità di Liverpool: https://hynet.co.uk/
  • Intervista di Claudio De Scalzi a Osvaldo De Paolini del Messaggero, 17/9/2020, https://www.eni.com/it-IT/media/news/2020/09/intervista-claudio-descalzi-messaggero.html

Fonti progetto CCS Brindisi – Cortemaggiore ENI – ENEL

Redatto da Angelo Gagliani,

con il contributo degli studenti della redazione e del Prof. Michele Carducci, UniSalento

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