Il Ruolo della rigassificazione nel mercato internazionale e nazionale del gas naturale. Ing. Andrea Nicolini

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1 Il Ruolo della rigassificazione nel mercato internazionale e nazionale del gas naturale Ing. Andrea Nicolini

2 INDICE Introduzione Il processo di rigassificazione Il mercato del gas e la rigassificazione nel mondo e in Europa Il mercato del gas e la rigassificazione in Italia Autorizzazioni ambientali e sicurezza Aspetti tecnologici e strategici Aspetti economici Impatti ambientali

3 Introduzione La storia della liquefazione del gas naturale e dello sfruttamento commerciale del GNL è piuttosto recente: il primo brevetto statunitense risale al 1914, mentre le prime concrete importazioni hanno luogo in Gran Bretagna e Francia dall Algeria a partire dal Poco dopo, nel 1969, viene inaugurata la prima rotta commerciale dalla Libia verso l Italia. Sebbene i primi protagonisti siano stati inizialmente i Paesi del bacino Atlantico, in pochi anni il fulcro delle attività di compravendita del GNL si è spostato verso il bacino Pacifico: nel 1984, il solo Giappone importava il 72% di tutto il GNL prodotto nel mondo.

4 Il processo di rigassificazione Negli impianti di liquefazione, il gas naturale è portato allo stato di liquido saturo alla temperatura di circa 161 C, con una riduzione di volume di oltre 600 volte; nei commerci internazionali, il GNL è caricato e trasportato via mare nei serbatoi a doppio scafo di navi speciali, dette metaniere, aventi capacità di carico fino a m 3. Il processo di rigassificazione ha luogo in appositi terminali e consiste nel pompaggio del liquido dal serbatoio della nave a quello del terminale, in una successiva compressione e in un riscaldamento fino alla temperatura di immissione nel gasdotto. Lo scarico del GNL dalla nave metaniera al terminale avviene per mezzo delle pompe sommerse nei serbatoi della nave; il liquido viene quindi inviato dai serbatoi di stoccaggio dell impianto ai vaporizzatori mediante pompe di mandata (centrifughe multistadio), che hanno il compito di garantire la pressione richiesta dalle operazioni di rigassificazione. Le pressioni di esercizio del terminale variano in modo significativo secondo l impiego previsto per il gas naturale e, nel caso di immissione in una rete di distribuzione, sono normalmente superiori a quella critica (46 bar per il CH 4 ).

5 Il processo di rigassificazione Nei vaporizzatori, il GNL passa in fase di vapore surriscaldato ad una temperatura dipendente dalla sorgente di calore. Le due tipologie più diffuse sono: a ranghi aperti, che impiegano acqua di mare, e a fiamma sommersa, che utilizzano come sorgente di calore acqua riscaldata da un bruciatore interno. Se il calore necessario è fornito dall acqua di mare, questa, dopo essere stata pompata nei vaporizzatori, è scaricata in mare ad una temperatura inferiore di 7 C rispetto a quella di ingresso. Il gas naturale è aspirato e pressurizzato da compressori per poi essere immesso in rete o inviato all utenza; una parte è utilizzata per gli autoconsumi dell impianto: infatti, normalmente il terminale è dotato di un sistema di generazione di energia elettrica costituito da motori Diesel o turbogas

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7 Tipologie di rigassificatori Onshore. Tecnologia più diffusa e collaudata. In prossimità del mare silos destinati ad accogliere il GNL. Tali silos sono collegati ad un pontile di attracco cui ormeggia la nave metaniera. Il gas viene poi riscaldato, riportato allo stato aeriforme e immesso in rete. Offshore Gravity Base. Tecnologia innovativa, rigassificatore realizzato mediante una struttura di cemento armato in cui sono alloggiati serbatoi in acciaio. Questa struttura viene fatta adagiare sul fondo del mare e si viene così a costituire una piccola isola artificiale, sulla quale ha sede l impianto di rigassificazione e alla quale attraccano le navi gasiere. Un gasdotto sottomarino permette di collegare il rigassificatore alla costa. Offshore FSRU (Floating Storage Regassification Unit). Questa tecnologia utilizza una nave metaniera opportunamente adattata che viene ancorata permanentemente in un punto e che funziona da serbatoio galleggiante. Su questa stessa nave il GNL trasportato dalle metaniere viene riportato allo stato aeriforme.

8 La rigassificazione nel mondo Il ruolo del GNL appare oggi fortemente diversificato nelle diverse aree del mondo. Il mercato del bacino Pacifico è ancor oggi preponderante (Corea del Sud, Taiwan e Giappone) anche se il mercato nel bacino Atlantico, Stati Uniti ed Europa in testa, appare pervaso da una nuova vitalità. Ciò può essenzialmente imputarsi alla combinazione di alcuni fattori: l incremento del prezzo dei prodotti petroliferi e del gas naturale e il contemporaneo aumento della domanda, che hanno attirato gli interessi di numerosi attori del settore, la diminuzione dei costi di produzione del GNL. A questo si accompagna un forte incremento della flotta mondiale di navi metaniere In Europa ed in modo particolare in Italia, la fornitura di gas avviene principalmente per mezzo di gasdotti, i cui proprietari operano in un sostanziale regime di oligopolio, dovuto anche agli elevati costi di realizzazione e gestione di queste infrastrutture.

9 La rigassificazione nel mondo I principali Paesi produttori/esportatori sono Qatar, Malesia, Australia, Indonesia, Nigeria (in tutto sono 17). Per quanto riguarda i terminali di rigassificazione, negli ultimi anni sono divenuti operativi numerosi nuovi impianti, tanto che il GNL è importato in 29 paesi. In Europa sono presenti impianti in Spagna, Francia, Turchia, Belgio, Grecia, Italia, Olanda, Portogallo e Regno Unito. Fonte: IGU World LNG Report 2014

10 La rigassificazione nel mondo MTPA = Million Tons per Annum Fonte: IGU World LNG Report 2014

11 La rigassificazione nel mondo MTPA = Million Tons per Annum Fonte: IGU World LNG Report 2014

12 La rigassificazione nel mondo Andamento nel tempo dell Import/Export di GNL Fonte: IGU World LNG Report 2014

13 La rigassificazione nel mondo Fonte: IGU World LNG Report 2014

14 La rigassificazione nel mondo Fonte: IGU World LNG Report 2014

15 La rigassificazione nel mondo Flotta Navale: 16 nuove navi metaniere si sono aggiunte nel Il totale è di 357 navi con una capacità totale di circa 54 Mm 3. Anche se i tassi di noleggio a breve termine hanno superato le aspettative nel 2013, l'ondata speculativa di nuove consegne nel 2014 (31 navi metaniere in programma di consegna) potrebbe indurre un profondo ammorbidimento del mercato.

16 La rigassificazione nel mondo

19 La rigassificazione nel mondo Il ruolo del GNL nel mercato internazionale (in Billions of cubic meters)

20 Il consumo di gas in Europa Fonte: Eurogas Statistics 2014

25 Il consumo di gas in Europa: fornitori gas naturale Fonte: Eurogas Statistics 2014

26 Il consumo di gas in Europa: fornitori LNG Fonte: Eurogas Statistics 2014

28 La situazione italiana Seconda metà di gennaio 2006: per la concomitanza di freddo estremo nelle aree di estrazione e di un disaccordo con l Ucraina sul prezzo di cessione, la Russia riduce le esportazioni di gas naturale lungo il gasdotto che attraversa l Ucraina e da qui rifornisce numerosi Paesi europei, tra cui l Italia. La riduzione è significativa (qualche punto percentuale) e resa più grave dall ondata di freddo che investe in quel periodo anche il nostro Paese: i distributori di gas naturale sono costretti al razionamento della erogazione e al ricorso alle scorte strategiche.

29 La situazione italiana In Italia all epoca vi era un solo impianto di rigassificazione del GNL, situato in località Panigaglia (SP) e di proprietà di GNL Italia S.p.A. (controllata da Snam Rete Gas). L'impianto di Panigaglia era l'unica struttura per la ricezione e la rigassificazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL) esistente sul territorio nazionale. Il terminale è costituito da due serbatoi di stoccaggio di metri cubi ciascuno, da impianti di vaporizzazione e da un pontile di attracco per le navi metaniere. Nel terminale di rigassificazione, il GNL è riportato allo stato gassoso con una semplice operazione di riscaldamento e immesso nella rete. L'impianto, in funzione dal 1971, con potenzialità di immissione in rete di 3.4 miliardi di Nm 3 di gas (5% della domanda interna annua) ed era utilizzato al 100% della sua potenzialità fino a qualche anno fa (la riduzione della domanda in Italia causa crisi energetica lo tiene ora praticamente fermo).

30 La situazione italiana Attivi 1) Rigassificatore di Panigaglia, Località Panigaglia, Portovenere (SP), (3.4 Gm 3 /anno), GNL Italia (gruppo Snam). (Chiesto ampliamento fino a 8 Gm 3 /anno) ONSHORE 2) Terminale GNL Adriatico, Rovigo, Porto Tolle/Porto Viro, (8 Gm 3 /anno), azionisti: 70,7% ExxonMobil, 22% Qatar Petroleum, 7,3% Edison. Avviato il 10 agosto 2009 con prima nave metaniera dal Qatar OFFSHORE Gravity Base 3) Rigassificatore di Livorno, (4 Gm 3 /anno), azionisti: 46,79% E.ON, 46,79% Iride, 3,73% OLT Energy Toscana gruppo Belleli, 2,69% Golar Offshore Toscana Ltd gruppo Golar. Il primo gas è stato immesso in rete l'8 ottobre OFFSHORE FSRU Progetti approvati 1) Falconara Marittima (AN) (4 Gm 3 /anno), azionista: Api Nova Energia. 2) Porto Empedocle (AG) (8 Gm 3 /anno), azionista: Nuova Energia (90% Enel). 3) Gioia Tauro (RC) (12 Gm 3 /anno), azionista: LNG Medgas Terminal (69.77% Sorgenia e Iride, 30.23% Medgas Italia). 4) Priolo Gargallo (SR) (8 Gm 3 /anno), azionisti: 50% ERG, 50% Shell. 5) Zaule, Trieste (8 Gm 3 /anno), azionista: Gas Natural, in accordo con SNAM. 6) Capobianco (BR) (8 Gm 3 /anno), azionisti: British Gas, progetto abbandonato dopo varie polemiche, contestazioni e procedimenti giudiziari sulla compatibilità ambientale.

31 La situazione italiana

32 Nuovi gasdotti in progetto La situazione italiana Progetto Società Ingresso in Italia Capacità nominale G(m3)/anno TAP (Grecia Albania Italia) Situazione: IGI Interconnector Italia Grecia Situazione: Lunghezza km Completamento studio di fattibilità TAP AG (Egl 42,5%; Statoil Hydro Brindisi 10/ ,5%; E.On 15%) Previsione inizio esercizio Presentata ESIA al Ministero dell'ambiente nel marzo In attesa dell'autorizzazione ministeriale e dell'esenzione dall'accesso dei terzi. Stipulati accordi con Croazia, Bosnia e Montenegro attraverso il progetto di raccordo Ionic Adriatic Pipeline. IGI Poseidon SA (Depa 50%; Edison 50%) Otranto (Lecce) 8, Ottenuta l'autorizzazione finale dal MSE per la costruzione e l'esercizio del gasdotto nel maggio Avvio della progettazione di base e procedura di VIA per la bretella di collegamento Bulgaria gasdotto ITGI. GALSI (Algeria Italia) GALSI (Sonatrach 41,6%; Edison 20,8%; Enel 15,6%; Sfirs 11,6%; Hera Trading 10,4%) Porto Botte (Carbonia Iglesias) 8/ (in ritardo) Fonte: Ministero dello sviluppo economico ottobre 2013 Situazione: TGL (Germania Austria Italia) Situazione: VIA positiva (con prescrizioni) nel febbraio Parere positivo della Conferenza dei Servizi nel dicembre In attesa di Autorizzazione Ministeriale. Attesa la decisione finale di investimento entro il Consorzio Malborghetto Tauerngasleitung (Udine) Studien und Planungsgesellsc haft Mbh (E.On Rurhgas 45; varie società austriache 55%) 11,4 260 In fase di progettazione Esito positivo di un'indagine di mercato nel settembre 2011 per una versione del progetto coinvolgente Repubblica Ceca e Slovenia (5GL). 2015

33 Geopolitica del gas

34 Autorizzazioni ambientali e sicurezza L autorizzazione alla realizzazione e all esercizio degli impianti di rigassificazione è soggetta alla normativa vigente in materia di Valutazione di Impatto Ambientale (V.I.A.) Le procedure di VIA in Italia sono state introdotte a seguito dell'emanazione della Direttiva 337/85/CEE concernente la valutazione dell'impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati. La direttiva riporta un elenco di opere da sottoporre a VIA: nell'allegato I sono indicate le opere per le quali la VIA è obbligatoria in tutta la Comunità, nell'allegato II sono elencati quei progetti per i quali gli stati membri devono stabilire delle soglie di applicabilità. Le raffinerie di petrolio greggio e gli impianti di gassificazione e di liquefazione di almeno 500 t al giorno di carbone o di scisti bituminosi compaiono nell Allegato I; gli impianti di estrazione di gas naturale, gli impianti di superficie dell industria di estrazione di gas naturale, gli impianti industriali per il trasporto di gas, lo stoccaggio in superficie o in serbatoi sotterranei di gas figurano invece nell Allegato II.

35 Autorizzazioni ambientali e sicurezza La Direttiva 337/85 è stata modificata con la Direttiva 97/11/CE che, pur non imponendo nuovi obblighi, amplia gli elenchi dei progetti da sottoporre a VIA; la Direttiva raccomanda di considerare la sensibilità ambientale delle aree geografiche che possono risentire dell impatto dei progetti ed individua le zone costiere come aree cui prestare la massima attenzione. L'Italia ha recepito le Direttive comunitarie con diversi atti legislativi successivi, quali il DPCM n. 377 del 10/08/88, il DPCM 27/12/88, il DPR 2/09/99, n. 348, che contiene le norme tecniche per la redazione degli studi di impatto ambientale e la formulazione dei giudizi di compatibilità, il DPCM 3/09/99 in tema di VIA Regionale, che introduce nuove opere da sottoporre alla procedura valutativa locale. Il DPCM 377 riporta l indicazione dell obbligatorietà della VIA per le raffinerie di petrolio greggio e gli impianti di gassificazione e di liquefazione di almeno 500 t al giorno di carbone o di scisti bituminosi; il DPR 11/02/98, recante disposizioni integrative al Decreto 377, integra tale articolo con gli impianti di gassificazione e di liquefazione e gli impianti di stoccaggio superficiale di gas di capacità complessiva superiore a m 3.

36 Autorizzazioni ambientali e sicurezza In seguito alla delega conferita al Governo dalla Legge n. 308 del 2004 per il riordino, il coordinamento e l integrazione della legislazione in materia ambientale, viene emanato il D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152 (Testo Unico Ambientale), che intraprendeva la riorganizzazione della legislazione italiana in materia ambientale e cercava di superare tutte le dissonanze con le direttive europee pertinenti. Da quanto sopra esposto, si evince che gli impianti di rigassificazione sono ritenuti sia a livello comunitario che nazionale a potenziale, significativo impatto ambientale, anche perché ubicati in zone sensibili quali quelle costiere, e che pertanto debbono essere sottoposti ad accurate procedure di Valutazione di Impatto Ambientale, di competenza della Commissione VIA nazionale istituita presso il Ministero dell Ambiente e della Tutela del Territorio. Tali procedure, caratterizzate da complesse ed articolate operazioni istruttorie, sono garanzia di sicurezza ed affidabilità.

37 Aspetti tecnologici e strategici L intera industria del GNL è considerata in tutto il mondo matura ed affidabile. Secondo il FERC americano (Federal Energy Regulatory Commission), non si è registrato alcun incidente significativo a navi metaniere negli ultimi 40 anni (oltre rotte commerciali). I serbatoi degli impianti di rigassificazione rivestono anche una valenza strategica, in termini di stoccaggio di scorte. Ipotizzando una capacità di produzione totale annua di tutti gli impianti, operativi, autorizzati e in istruttoria in Italia pari a circa 60 miliardi di Nm 3, è possibile stimare l entità delle riserve di gas naturale nei serbatoi di stoccaggio degli impianti stessi. Infatti, considerando il rapporto medio tra la capacità di nominale di produzione e quella di stoccaggio degli impianti odierni esistenti al mondo (pari a circa 37) e considerando il consumo medio giornaliero di gas naturale in Italia, è possibile stimare che le riserve totali degli impianti di rigassificazione potranno da sole essere in grado di soddisfare la domanda nazionale per oltre 8 giorni, in assenza totale di approvvigionamenti via gasdotto.

38 Aspetti tecnologici e strategici Un altro interessante aspetto riguarda il possibile recupero di energia dal GNL. Infatti, la disponibilità presso i terminali di rigassificazione di rilevanti portate in massa di un fluido (il GNL) a bassa temperatura consente di realizzare un recupero energetico, potenzialmente in grado di compensare parte dei consumi energetici della filiera di produzione del GNL. Infatti, se l intero salto entalpico disponibile tra le condizioni estreme del processo di rigassificazione potesse essere sfruttato, sarebbe possibile recuperare una quantità di energia compresa tra 210 e 250 kwh per tonnellata di GNL, a seconda delle pressioni e temperature di esercizio del terminale. (ad esempio mediante espansione diretta)

39 Aspetti economici L investimento complessivo per realizzare una filiera completa di GNL può così essere ripartito: 15 20% per lo sfruttamento del giacimento, 30 45% per l impianto di liquefazione, 10 30% per il trasporto via nave e 15 25% per l impianto di rigassificazione. Il trasporto contribuisce per il 10 30% (a seconda delle distanze) al costo complessivo della fornitura di GNL, contro il 10% del petrolio, a causa degli elevati costi di investimento necessari per i serbatoi criogenici delle navi metaniere. I costi di realizzazione di un impianto di rigassificazione sono fortemente dipendenti dalla taglia e dal sito e anch essi per una larga parte sono dovuti ai costi dei serbatoi di stoccaggio.

40 Aspetti economici I costi dei processi di liquefazione, trasporto e rigassificazione si sono drasticamente abbattuti negli ultimi 20 anni, ciò non è tradotto necessariamente in un abbattimento dei costi poichè il mercato del GNL è tuttora principalmente caratterizzato da contratti a lungo termine (20 25 anni). Il mercato sta comunque divenendo sempre più flessibile negli ultimi anni: infatti, la tendenza è quella di vincolare con contratti a lungo termine solo la base della fornitura di gas, lasciando così la possibilità di stipulare forme contrattuali a breve termine (meno di 12 mesi) durante i periodi di domanda sostenuta. La frazione del mercato a breve termine è passata dall 1% a circa il 10% del totale ed è previsto un ulteriore forte incremento, in particolare nel bacino Atlantico (fino al 20%). Anche la costruzione di navi non espressamente dedicate ad una sola rotta commerciale ha subito un primo impulso: ciò risulta essenziale per lo sviluppo del mercato a breve termine.

41 Impatti ambientali Rischio esplosione (attenzione su zone sismiche) Impiego di acqua di mare: reimmissione delle acque raffreddate in natura (il GNL è a 160 ) e necessità di immettere grandi quantitativi di cloro per impedire la naturale colonizzazione delle tubature da parte di alghe ed altri esseri viventi. (EFFETTI SU ECOSISTEMA MARINO)