Il ruolo strategico del gas naturale nel Global Energy Mix

Le centrali elettriche a gas naturale attualmente forniscono circa un quarto della generazione di elettricità globale, rendendole la seconda fonte di energia elettrica più grande dopo il carbone in molte regioni. La loro flessibilità operativa consente loro di rampa e giù rapidamente, il che li rende un complemento naturale a fonti rinnovabili variabili come il vento e il solare.

L'argomento ambientale del gas naturale è storicamente appoggiato sulla sua intensità di carbonio inferiore. Quando viene alimentato in un moderno impianto a ciclo combinato, il gas naturale emette circa 350-400 kg di CO2 per megawatt-hour, rispetto a 800-900 kg per carbone. Questa riduzione del 55 per cento in CO2 per unità di energia elettrica ha portato molti paesi ad adottare il gas naturale come combustibile di transizione che può spostare il carbone mentre le emissioni rinnovabili.

Tuttavia, la matematica del clima intorno al gas naturale è più complessa di un semplice confronto con il carbone. Il gas naturale è principalmente metano, che ha un potenziale di riscaldamento globale circa 80 volte maggiore di CO2 durante un periodo di 20 anni. La perdita di metano lungo la catena di fornitura da testa a punta di bruciatore di centrali elettriche può ridurre significativamente o addirittura eliminare il vantaggio climatico di passare dal carbone.

Il profilo delle emissioni di un impianto di alimentazione a gas naturale

L'emissione primaria è l'anidride carbonica, che comprende circa il 7-8 per cento del flusso di scarico in un impianto tipico. La seconda categoria comprende criteri inquinanti quali ossidi di azoto e ossidi di zolfo, che contribuiscono allo smog e alla pioggia acida, ma sono già controllati attraverso la riduzione catalitica selettiva e altri controlli di inquinamento.

L'operazione a zero emissioni richiede l'eliminazione simultanea di tutte e tre le categorie: l'anidride carbonica deve essere catturata prima del rilascio, la combustione deve essere riuscita a produrre NOx zero o vicino zero, e lo scivolamento del metano deve essere ridotto a livelli trascurabili. Le tecnologie emergenti si avvicinano a questi requisiti da diversi angoli, con alcuni che si concentrano sulla cattura di CO2 dopo la combustione e altri ri-immaginano il processo stesso.

Tecnologie di acquisizione e stoccaggio del carbonio

Capture di post-combustione

La cattura del carbonio post-combustione comporta la separazione del CO2 dal flusso di scarico dopo che il gas naturale è stato bruciato. L'approccio più maturo utilizza solventi chimici, composti tipicamente a base di ammina che assorbiscono selettivamente il CO2 dal gas di combustione. Il solvente viene poi riscaldato per rilasciare un flusso di CO2 concentrato che può essere compresso e trasportato per cento per lo stoccaggio o l'utilizzo.

La principale sfida con la cattura post-combustione è la pena di energia. Il calore necessario per rigenerare il solvente riduce la produzione di energia elettrica netta dell'impianto di circa 8-12 per cento, e l'attrezzatura aggiuntiva aggiunge costi di capitale significativi. Il gas di scarico a bassa pressione dalle centrali a gas naturale contiene anche circa 4-5 per cento CO2, inferiore al 12-15 per cento trovato nel gas di combustione del carbone, che significa volumi più grandi di fase di gas deve essere elaborato per catturare lo stesso obiettivo di cattura.

Pre-Combustion Capture e Allam Cycle

La cattura precombustione assume un approccio diverso convertendo il gas naturale in una miscela di idrogeno e CO2 prima della combustione, separando il CO2 e bruciando solo l'idrogeno. Il gas naturale viene riformato con vapore per produrre gas di sintesi, che subisce una reazione di spostamento del gas dell'acqua per aumentare la concentrazione di idrogeno.

Il ciclo Allam-Fetvedt rappresenta una partenza più radicale dalla combustione convenzionale. Questo sistema utilizza il gas naturale a combustione ossigenata con ossigeno quasi puro piuttosto che aria, e opera con CO2 supercritico come fluido di lavoro al posto del vapore. Il flusso di scarico consiste quasi interamente in CO2 e acqua, con la CO2 che è facilmente separata, compressa e inviata allo stoccaggio del Texas mentre una parte viene riciclata attraverso la turbina.

Hydrogen come una pista di combustibile Zero-Carbon

Combustione idrogeno nelle turbine a gas

L'idrogeno bruciante invece del gas naturale elimina le emissioni di CO2 al punto di combustione, a condizione che l'idrogeno stesso sia prodotto attraverso metodi a basso tenore di carbonio. Le turbine a gas moderne progettate per il gas naturale possono essere modificate per gestire miscele di idrogeno, e diversi produttori hanno introdotto turbine a valore nominale per il 100 per cento dell'operazione di idrogeno.

La maggiore velocità di fiamma e la più ampia gamma di infiammabilità dell'idrogeno richiedono modifiche al design del bruciatore per evitare il flashback, dove la fiamma si propaga a monte nell'ugello del combustibile. I sistemi di combustione a basso rumore a secco progettati per il gas naturale non possono funzionare efficacemente a frazioni di idrogeno ad alta intensità.

Produzione di idrogeno verde, blu e turchese

L'impatto delle emissioni di combustione dell'idrogeno dipende interamente da come viene prodotto l'idrogeno verde viene prodotto attraverso l'elettrolisi utilizzando energia rinnovabile, con conseguente zero emissioni in tutta la catena del valore. L'idrogeno blu viene prodotto dal gas naturale attraverso la riforma del metano di vapore o la riforma automatica del carbonio con la cattura del carbonio, producendo idrogeno con il 60 all'85 per cento più basse emissioni di CO2 rispetto alla combustione diretta del gas naturale.

L'economia attuale favorisce fortemente l'idrogeno blu, che può essere prodotto a circa $2-3 dollari al chilogrammo rispetto a $5 a $8 per chilogrammo per idrogeno verde. Tuttavia, la caduta dei costi di energia rinnovabile e il miglioramento dell'efficienza degli elettrolizzatori stanno rapidamente restringendo questo divario.

Trasmissione di miscelazione e infrastrutture

La maggior parte degli studi indicano che si fonde fino al 20% di idrogeno per volume richiede modifiche minime alle tubazioni, ai sigilli e alle apparecchiature degli utenti finali. Questo approccio consente alle turbine a gas di iniziare a ridurre immediatamente le emissioni, mentre la produzione di idrogeno aumenta e si costruisce infrastrutture dedicate. Diversi operatori del sistema di trasmissione del gas europei hanno completato test con 20 per cento di miscele di idrogeno selezionati in reti ad alta pressione.

Tecnologie di comunicazione e di sistema

Celle a combustibile solido Ossido Integrate con turbine a gas

Le celle a combustibile ad ossido solido convertono il gas naturale o l'idrogeno direttamente in energia elettrica attraverso reazioni elettrochimiche piuttosto che la combustione, raggiungendo le efficienze elettriche superiori al 60%, in modo significativo superiore al 40-45% tipico delle turbine a gas a ciclo semplice.

Diversi progetti dimostrativi hanno convalidato questo concetto in scala megawatt, la tecnologia affronta sfide legate alla durata delle cellule, al ciclismo termico e ai costi, ma i produttori prevedono che con la produzione di volume, i sistemi integrati di turbine a gas a celle a combustibile potrebbero raggiungere la parità dei costi con gli impianti convenzionali a ciclo combinato entro la fine del 2020, consentendo al tempo stesso le emissioni di quasi zero.

Combustione chimica del looping

La combustione chimica di loop presenta un altro approccio che separa intrinsecamente il CO2 durante il processo di combustione. Il sistema utilizza un vettore di ossigeno di ossido di metallo che circola tra due reattori. Nel reattore di combustibile, l'ossido di metallo rilascia ossigeno per combustare il gas naturale, producendo il vapore di CO2 e di acqua. L'ossido di metallo ridotto viene quindi restituito ad un reattore di aria dove viene riossidato con il calore di corrente di corrente di alimentazione elettrica che può guidare una turbina.

I test di laboratorio e di pilotaggio hanno dimostrato la looping chimico con una varietà di materiali portanti di ossigeno, tra cui ferro, rame e nichel. Le sfide tecniche includono il mantenimento dell'integrità meccanica delle particelle portanti di ossigeno su migliaia di cicli e la scala dei sistemi di reattore da pilota a dimensione commerciale.

Quadro economico e politico per le centrali a gas a emissioni zero

Considerazioni sui costi di capitale e di funzionamento

L'economia di reintrofitting impianti di gas naturale esistenti per il funzionamento a zero emissioni varia in modo significativo dal percorso tecnologico. La cattura post-combustione del carbonio aggiunge un stimato $60 a $90 per megawatt-hour al costo livellato di energia da un impianto a ciclo combinato, secondo l'Agenzia internazionale dell'energia.

I crediti fiscali e i meccanismi di prezzi al carbonio sono essenziali per chiudere il divario di costo. Il credito fiscale della sezione 45Q degli Stati Uniti, che fornisce $85 per tonnellata metrica di CO2 immagazzinato permanentemente in formazioni geologiche, può compensare una parte sostanziale del costo di cattura. Il sistema di trading delle emissioni dell'UE, con il fluttuazione dei prezzi al carbonio nella gamma di $60 a $100 per tonnellata metrica negli ultimi anni, migliora allo stesso modo l'economia di cattura rispetto alle regioni esistenti.

Requisiti di regolazione e infrastruttura

Gli Stati Uniti hanno circa 5.000 miglia di CO2 pipelines, principalmente al servizio di operazioni di recupero del petrolio potenziato, ma una rete nazionale di trasporto CO2 di 50.000 a 100.000 miglia sarebbe necessario per sostenere una distribuzione significativa di cattura. Diversi stati, tra cui Illinois, Indiana e North Dakota, stanno sviluppando attivamente i quadri normativi per la configurazione di CO2 e la proprietà di spazio di stoccaggio per la proprietà geologica.

L'iniziativa europea di Hydrogen Backbone ha delineato un piano per la costruzione di 40.000 chilometri di tubazioni di idrogeno per il 2040, che collegano i centri di produzione con i punti di domanda tra cui gli impianti di alimentazione elettrica. Negli Stati Uniti, il Dipartimento dell'Energia ha selezionato sette centri regionali di idrogeno pulito per il finanziamento sotto la legge Infrastructure Investment and Jobs Act, diversi piani di approvvigionamento di gas

Il percorso in avanti: Integrare le tecnologie per una griglia decarbonizzata

Non esiste una tecnologia unica che trasformi impianti di energia del gas naturale in impianti a emissioni zero da solo. Lo scenario più probabile consiste in un portafoglio di soluzioni impiegate in condizioni regionali e caratteristiche vegetali. Gli impianti esistenti vicino a serbatoi di stoccaggio CO2 adatti probabilmente saranno reintrodotti con sistemi di cattura post-combustione. Nuovi impianti costruiti in regioni con lo sviluppo di infrastrutture di efficienza dell'idrogeno saranno progettati per la combustione dall'esterno, potenzialmente operanti sul gas naturale con la cattura del carbonio durante un ciclo ibrido.

La rete dell'Agenzia Internazionale per l'Energia Zero entro il 2050 prevede la maggior parte delle nuove centrali a gas che arrivano online dopo il 2030, progettate per essere pronte o capaci di idrogeno.

Le centrali elettriche a gas naturale rappresentano un investimento sostanziale esistente in capacità di generazione affidabile. Se queste attività possono essere decarbonizzate piuttosto che ritirate anticipatamente, il costo della transizione energetica diminuisce significativamente, l'affidabilità dell'elettricità viene mantenuta mentre la capacità rinnovabile continua ad espandersi. Le tecnologie emergenti, dai solventi avanzati e dai cicli chimici alle celle a combustibile ad alta temperatura e ai cicli di CO2 supercritici, rendono possibile questa decarbonizzazione.

Il gas naturale rimarrà parte del sistema elettrico per decenni, ma la forma che prende cambierà. L'impianto di energia a gas del 2040 avrà poca somiglianza con le piante di oggi. Probabilmente catturerà il suo CO2 o bruciare l'idrogeno, raggiungendo le emissioni negative nette o negative nette se combinate con la biomassa in configurazioni ibride.