Il presente rapporto descrive alcune attività di Ricerca di Sistema svolte nell’ambito del Progetto “Produzione e Fonti Energetiche”. E’ presentata l’attività riguardante la prima fase dello studio di prefattibilità tecnica-economica di una Centrale per la coproduzione flessibile di energia elettrica ed idrogeno con cattura della CO 2 . Impianti di generazione termoelettrica in grado di produrre contestualmente energia elettrica ed idrogeno sono già tecnologicamente realizzabili. In Italia ad esempio sono entrati recentemente in esercizio, o sono in avanzata fase di costruzione, impianti di coproduzione basati sulla gassificazione di residui petroliferi pesanti. Nel presente rapporto è riportato lo studio di pre-fattibilità di un impianto integrato di gassificazione del carbone e ciclo combinato (IGCC) atto alla produzione contestuale dei due vettori energetici con rapporti variabili sulla base della domanda del mercato e/o della convenienza economica del momento. Questa soluzione può risultare economicamente attraente, perché consente di sostituire parzialmente la produzione di energia elettrica, nelle ore in cui il suo valore di mercato è relativamente basso, con una produzione di idrogeno vendibile e di elevato valore aggiunto. L’analisi economica illustrata nel rapporto ha mostrato che la coproduzione di energia ed idrogeno diventa economicamente più vantaggiosa della sola produzione elettrica quando il prezzo del MWh sul Mercato Elettrico nazionale scende sotto un valore di circa 50 €. L’impianto ipotizzato è essenzialmente costituto da un sistema di produzione dell’ossigeno mediante distillazione frazionata dell’aria (ASU), da un sistema di gassificazione del carbone con ossigeno ed acqua, da un sistema di separazione di una parte dell’idrogeno dal syngas prodotto dal gassificatore e da un’isola di potenza costituita da due identici gruppi turbogas (TG) alimentati dal syngas e relativi generatori di vapore a recupero (GVR) che alimentano una turbina a vapore. Nelle configurazioni di impianto, che sono state analizzate e modellizzate nel presente studio, i due gruppi turbogas del ciclo combinato sono alimentati, nell’assetto di funzionamento con coproduzione di idrogeno, da un mix ottenuto dalla corrente di off-gas, che esce dal separatore di idrogeno (PSA), e dal syngas non inviato allo stesso. Le modellazioni dell’impianto hanno permesso di quantizzarne i rendimenti elettrico ed energetico conseguibili per le diverse modalità di funzionamento che sono rispettivamente: • produzione di sola energia elettrica (assetto 100% – 100%); • coproduzione di energia elettrica ed idrogeno con un TG fermo (assetto 0% – 100%);

• coproduzione di energia elettrica ed idrogeno con un TG fermo ed uno al suo minimo tecnico corrispondente con il 50 % circa del suo carico nominale (assetto 0% – 50%) Le modalità di esercizio considerate ed analizzate per la Centrale, oggetto del presente studio, sono ottenute come composizione dei tre assetti di funzionamento sopra citati e prevedono una configurazione non coproduttiva (EE), con produzione di sola energia elettrica, utilizzata come termine di confronto, e due configurazioni coproduttive (FMH e FHH) con diverso mix di energia elettrica e idrogeno. La potenza elettrica netta massima generabile dall’impianto nella configurazione non coproduttiva è pari a circa 83 MW e , con un rendimento elettrico globale (riferito al potere calorifico inferiore del carbone entrante) pari a circa 36,1 % . Questi valori sono in linea con quelli tipici di un IGCC allo stato dell’arte nell’ipotesi di cattura della CO 2 . La potenza elettrica generabile si riduce a circa 20,5 MW e nel caso di massima coproduzione di idrogeno (assetto 0%-50%); in questo caso il rendimento elettrico netto (apparente) diminuisce a circa il 9 %, ma il rendimento energetico totale sale a 52,2 % (potere calorifico inferiore dell’idrogeno coprodotto pari a 120067 kJ/kg). La coproduzione di idrogeno puro è pari in tal caso a 2,98 ton./h. Partendo dal quadro nazionale ed internazionale in cui il presente studio di pre-fattibilità si inquadra, l’attività si è concentrata dapprima sull’analisi dello schema funzionale della Centrale e delle unità che la compongono. In particolare nel Cap. 2 viene fornita l’analisi di processo a regime dell’impianto, dei suoi principali flussi energetici e di materia in tre assetti funzionali che configurano tre diverse configurazioni di esercizio, rispettivamente per la produzione di sola energia elettrica o per la coproduzione flessibile con due diversi mix di energia elettrica e idrogeno prodotto. Lo studio di pre-fattibilità prosegue quindi nel Cap. 3 affrontando le tematiche legate alla localizzazione della Centrale. E’ stato individuato e analizzato un possibile sito all’interno dell’area industriale di Portovesme presso Portoscuso (CA), che permette di usufruire dei benefici derivanti dalla vicinanza alle miniere del Sulcis, il cui carbone è stato considerato come combustibile unico della Centrale, e che potrebbero inoltre essere sfruttate per il sequestro geologico della CO 2 . Vengono inoltre forniti gli ingombri delle principali unità dell’impianto e il suo layout di massima. Nel Cap. 4 è presentata la pre-fattibilità economica della Centrale, che comprende l’analisi dei costi di investimento, dei costi di esercizio e dei ricavi conseguibili. Nell’analisi sono inoltre illustrate le performaces economiche conseguibili dall’investimento. L’analisi della redditività economica è stata effettuata ipotizzando che la Centrale, grazie all’intrinseca flessibilità dovuta alla tipologia realizzativa individuata, possa operare alternando, su base oraria e in modo agevole e rapido, la sua configurazione di esercizio tra non coproduttiva (solo produzione elettrica) e coproduttiva di energia-idrogeno a secondo del valore del prezzo del kWh sulla Borsa Elettrica nazionale. In sintesi, quando il prezzo orario dell’energia scende sotto un determinato valore di soglia per cui la coproduzione di energia-idrogeno risulta economicamente più

vantaggiosa della sola produzione elettrica, la configurazione di esercizio della Centrale è rapidamente convertita da una generazione elettrica a produzione combinata di elettricità e idrogeno. Infine nel Cap. 5 si esaminano le principali problematiche ambientali ed autorizzative connesse alla realizzazione della Centrale nel sito individuato. Tale analisi ha un ruolo importante nell’ambito delle problematiche di accettabilità sociale dell’impianto, che, al di là delle valutazioni tecnico-economiche, possono costituire un elemento di grande criticità per la realizzazione dell’impianto stesso.