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Riduzione delle emissioni delle centrali a carbone in Cina con le tecnologie CCUS

CCC

November 2018

TOBY LOCKWOOD

Dopo una rapida espansione nel corso degli ultimi due decenni, il parco di centrali a carbone della Cina ha raggiunto una capacità di circa 940 GW: quasi la metà della capacità globale complessiva a carbone e oltre il 12% delle emissioni globali di CO2 (Platts, 2018; IEA, 2017a). Si prevede che questa cifra continuerà a crescere fino ad almeno 1100 GW entro il 2020 (NEA, 2016; Platts, 2018). Con un’età media degli impianti di circa 12 anni e una scarsa prospettiva di chiusure anticipate delle centrali, in considerazione della continua crescita dell’economia cinese, sarà essenziale introdurre la cattura, l’utilizzo e lo stoccaggio della CO2 (CCUS) su una percentuale significativa del parco di centrali, in modo da raggiungere gli ambiziosi obiettivi indicati nell’accordo di Parigi (Platts, 2018, UNFCCC, 2018).
Le CCUS sono state riconosciute come uno strumento vitale nella decarbonizzazione globale. Nello “scenario a due gradi” (2DS) della IEA – un percorso al minor costo possibile per limitare il riscaldamento globale a 2 ° C rispetto ai livelli preindustriali – le CCUS contribuiscono al 14% delle riduzioni globali delle emissioni di CO2 al 2060. Va evidenziato che circa il 16% (22 Gt) della CO2 immagazzinata a livello globale è prodotta dalle centrali a carbone in Cina (Figura 1).

Figura 1. Contributo di CCUS nel settore energetico e industriale della Cina alla CO2 totale catturata nel periodo dal 2DS al 2060 dell’AIE (IEA, 2017a)

Sebbene 23 grandi progetti CCUS (equivalenti a circa 38 MtCO2 /anno stoccate) siano ora operativi o in costruzione in tutto il mondo, la tecnologia non ha progredito alla velocità necessaria per assicurare un’adeguata mitigazione del fenomeno delle emissioni di CO2. Mancano ancora incentivi adeguati a fornire agli investitori un business case fattibile sulle tecnologie di cattura di CO2. Lo sviluppo nel settore della generazione elettrica è particolarmente impegnativo: la tecnologia richiede notevoli investimenti di capitale e dispendi energetici significativi, non compensati da entrate sempre più limitate di centrali che non operano a pieno carico. In quest’ottica, in Cina l’applicazione nelle grandi centrali di innovativi sistemi di controllo delle sostanze inquinanti rappresenta un modello da seguire: minimizzare i costi di ammodernamento e combinarli con costi di produzione relativamente bassi, offre chiare opportunità di accrescere la capacità produttiva e creare economie di scala.

POLITICA DEL CLIMA E SVILUPPI DI CCUS IN CINA

A partire dal 2007, la Cina ha aumentato la sua capacità produttiva interna nel settore delle CCUS, essendo già operativi alcuni impianti pilota su scala industriale di cattura e, più recentemente, avviando la costruzione o la fase operativa di tre grandi progetti di cattura e stoccaggio integrati (> 300 ktCO2 / y) nel settore della produzione chimica e della trasformazione del gas naturale. La maggior parte dei progetti CCS operativi su larga scala si basa sul recupero di petrolio attraverso la CO2 (EOR), che viene iniettata per aumentarne la produzione e immagazzinata in modo permanente nei campi petroliferi maturi (GCCSI, 2018). Sebbene rappresenti un importante spinta per l’implementazione precoce di CCUS e lo sviluppo delle infrastrutture, l’EOR potrebbe non fornire un incentivo a lungo termine per i progetti basati sul carbone, a causa della domanda limitata e della concorrenza di altri emettitori con minori costi legati alla cattura.

Nel 2013, la Commissione nazionale per lo sviluppo e la riforma della Cina ha pubblicato un bando per promuovere la diffusione delle CCUS, con il risultato di un sostegno a livello provinciale per i progetti nello Shaanxi e nel Guangdong. L’implementazione pianificata di un sistema nazionale di scambio di certificati di emissione (ETS) per la CO2 e un obiettivo di 550 gCO2/kWh di intensità media delle emissioni, introdotto per grandi aziende elettriche di proprietà statale, sono potenziali fattori positivi per le CCUS. L’attribuzione delle responsabilità delle CCUS al nuovo Ministero dell’Ecologia e dell’Ambiente, avvenuta nel 2018, potrebbe favorire la concessione di incentivi per favorirne la diffusione, anche se questa non è (attualmente) una priorità del governo cinese e la tecnologia non rientra tra gli impegni presi dalla Cina nell’ accordo di Parigi per raggiungere il picco delle emissioni di CO2 entro il 2030.

INCENTIVI POTENZIALI PER CCUS

L’analisi dei costi presentata in questo rapporto utilizza come esempio di riferimento un’unità generica ultra-supercritica (USC) da 1000 MW. Esistono 104 unità con una capacità netta di 1000-1060 MW attualmente operative in Cina. Oltre la metà di queste centrali ha accesso ai bacini geologici di terra adatti per lo stoccaggio di CO2 (entro 250 km). Nel periodo dal 2025 al 2030 viene preso in considerazione il retrofit di un impianto di cattura post-combustione all’avanguardia a base di ammina e con un tasso di cattura di CO2 del 90%. Al fine di compensare sia il significativo esborso di capitale sostenuto dalle società elettriche per il retrofit (esborso di entità analoga all’investimento iniziale dell’impianto) che le perdite per l’energia elettrica non venduta  e i costi operativi aggiuntivi, nel report si tiene conto della possibilità di una serie di possibili incentivi, molti dei quali già in vigore in altri Paesi.

Alla luce del fatto che gli impianti di produzione di carbone in Cina hanno ridotto i carichi a causa di sovra-produzione e rallentamento della crescita della domanda energetica, il retrofit degli impianti con applicazione delle CCUS offre un notevole margine di manovra per contrastare la perdita di potenza con un maggior numero di ore di funzionamento a basse emissioni di carbonio. Il prezzo del CO2 nell’ETS nazionale aumenterà costantemente fino a circa 100 CNY / MWh (15 US $ / MWh) entro il 2025, fornendo un valore aggiunto per le emissioni evitate. Va evidenziato che le tariffe “premium” dell’energia elettrica per gli impianti CCUS potrebbero essere applicate nello stesso modo in cui, già dal 2009, ne hanno beneficiato l’energia eolica e solare.

Dall’analisi effettuata emerge che la tariffa elettrica necessaria per avere un investimento redditizio è di 450 CNY / MWh (68 US $ / MWh) ad un prezzo di CO2 pari a zero, tariffa ben al di sotto di quelle attualmente disponibili per i moderni sviluppi delle rinnovabili. Per i progetti in località idonee, la vendita di una porzione di CO2 per l’EOR può fungere da supplemento chiave a questi incentivi, conferendo un valore più elevato alla CO2 e fornendo un flusso di entrate vantaggioso per il profitto complessivo.

COSTO COMPETITIVO DI ELETTRICITÀ

I retrofit delle centrali con le CCUS sono da valutare  anche sulla base del costo dell’elettricità (Levelised Cost of Electricity, LCOE), tenendo conto tuttavia che questo dato non prende in considerazione il valore aggiunto  di immissione in rete dovuto al dispacciamento dell’energia “low carbon”. Dall’analisi emerge un LCOE di 426 CNY / MWh (64 US $ / MWh) per il caso di un retrofit di riferimento, pari a un aumento del 61% rispetto ad un impianto a carbone che opera senza sosta allo stesso fattore di carico (fattore di carico del 75%), o un aumento del 52% rispetto ad un impianto a carbone con fattori di carico attualmente prevalenti. Pur trattandosi di un aumento significativo, è ancora un valore altamente competitivo per la generazione a basse emissioni di carbonio in Cina.

È chiaro che permane una notevole incertezza attorno a molti dei fattori che regolano i futuri costi delle CCUS, tra cui il costo di investimento dell’ impianto, i costi di finanziamento e, in particolare, il costo del trasporto e dello stoccaggio di CO2. La figura seguente (Figura 2) mostra come queste variabili potrebbero contribuire all’aumento o alla riduzione del costo dell’energia elettrica negli impianti oggetto di retrofit. Dato che il costo del capitale d’impianto di cattura (Capex) ha il maggiore impatto, i costi dovrebbero ridursi non appena la tecnologia raggiungerà la maturità commerciale. È probabile che la variazione dei costi di trasporto e di stoccaggio rappresenti un rischio di investimento maggiore in Cina, dove esistono pochissime infrastrutture fisse per le condotte di CO2 o depositi geologici stabiliti per lo stoccaggio. Per questo motivo, i costi potenziali potrebbero essere più del doppio rispetto alle stime correnti (67 CNY / t (10 US $ / t)). Anche se il potenziale aumento risultante dell’LCOE (~ 15%) non dovrebbe rappresentare un rischio insormontabile per la redditività del progetto.

Figura 2. L’effetto delle variazioni del costo del carburante, del costo medio ponderato del capitale (WACC), del capex dell’impianto di cattura e del costo di trasporto e stoccaggio (T & S) su LCOE

PROSPETTIVE PER IL CCUS IN CINA

L’analisi dei costi presentata in questo rapporto dimostra che, con opportune azioni politiche commisurate al supporto fornito per altre tecnologie a basse emissioni di carbonio, l’applicazione delle CCUS alle più grandi centrali a carbone della Cina può diventare una prospettiva commercialmente valida per le compagnie elettriche già nel 2025. I casi presi in considerazione rappresentano perciò un “modello” per l’implementazione di CCUS nel settore energetico, ma non sono rappresentativi della totalità delle centrali elettriche a carbone cinese.

La diffusione delle CCUS dipende dall’implementazione di obiettivi ambiziosi per la riduzione delle emissioni di CO2 e di un adeguato sistema di incentivi. Gli incentivi sono essenzialmente legati alla necessità di sviluppare un’infrastruttura condivisa per il trasporto e lo stoccaggio di CO2. E’ necessaria un’azione governativa più decisa per spingere le compagnie a investire – senza rischi eccessivi – nella caratterizzazione dei siti di stoccaggio e nelle infrastrutture disponibili per il trasporto. In Cina il quadro normativo necessario per lo sviluppo delle infrastrutture, oltre lo stoccaggio basato su EOR, deve ancora essere sviluppato.

Nel Paese l’impiego di energia da carbone continua. La Cina potrebbe realisticamente procedere all’adeguamento di una parte significativa delle proprie centrali a carbone entro il 2035, introducendo incentivi adeguati, sulla falsariga del modello di implementazione rapida “learning by doing”, e riduzioni dei costi per le centrali a carbone USC, il solare fotovoltaico e l’energia eolica. La capacità produttiva e la innovazione tecnologica potrebbero essere esportate in modo cospicuo in altri importanti paesi che ancora sfruttano il carbone. Dal canto suo, il resto del mondo, sia politico che industriale, può contribuire ad accelerare l’adozione delle CCUS in Cina, attraverso un impegno più chiaro su come implementare la tecnologia e una maggiore condivisione delle competenze tecniche e normative maturate sin qui. AMasili