CAPITOLO 1 MERCATO DEL GAS NATURALE

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1 CAPITOLO 1 MERCATO DEL GAS NATURALE 1.1 Introduzione Il gas naturale rappresenta oggi una delle fonti di energia di tipo fossile con più ampio mercato di utilizzo. Nel presente capitolo si intende fornire un quadro sul mercato del gas naturale ed in particolare del gas naturale compresso (CNG, Compressed Natural Gas). 1.2 Il gas naturale: caratteristiche chimico-fisiche Il gas naturale è una miscela di idrocarburi gassosi, prodotta dalla decomposizione anaerobica di materiale organico. Il principale componente del gas naturale è il metano (CH4). Il metano è il più leggero e il più semplice tra gli idrocarburi. In natura si trova in forma gassosa: si tratta di un gas incolore, inodore e insapore, più leggero dell aria (in condizioni standard ha infatti una densità di 0,6796 kg/m 3 ) e non tossico; risulta infiammabile ed esplosivo per concentrazioni in aria comprese tra il 5 e il 15% in volume e si auto accende ad una temperatura superiore ai 500 C. Figura 1.1 Molecola del metano Il gas naturale può inoltre contenere idrocarburi gassosi più pesanti come etano, propano e butano e altri gas (pentano e azoto principalmente), in piccole quantità. Solfuro di idrogeno e mercurio sono contaminanti comuni nel gas, che devono essere rimossi prima di qualsiasi utilizzo. A causa della diversa possibile composizione del gas naturale, una normativa stabilisce quali debbano essere i contenuti in percentuale dei vari gas affinché esso possa essere commercializzato. In Italia, la media del gas naturale impiegato contiene: 99,5% di metano 0,1% di etano circa 0,4% di azoto. Il gas naturale è un combustibile di origine fossile che, come il petrolio, si è formato per lenta decomposizione di sostanze di origine animale. L origine dei depositi di idrocarburi è infatti attribuita ad un processo di trasformazione delle sostanze organiche animali e vegetali raccolte in sedimenti detti rocce madri (prevalentemente di natura argillosa). Tali sedimenti sono stati originati dalla morte di micro organismi che milioni di anni fa vivevano sulla superficie marina. 3

2 Dopo la morte, essi si accumularono sul fondo marino, venendo progressivamente ricoperti da vari sedimenti (sabbia, terriccio, ecc..) che isolarono i loro resti dall'ambiente esterno. In quest'ambiente privo di aria e luce, l'azione di batteri trasformò i resti degli organismi in idrocarburi, originando così il gas naturale e il petrolio stesso. Sotto l azione di varie forze, gli idrocarburi tendono in seguito a migrare dalla roccia madre verso altri strati. Se gli idrocarburi incontrano rocce porose, come sabbie o arenarie, si diffondono riempiendo gli spazi vuoti. Quando le rocce porose sono sovrastate da strati impermeabili, diventano rocce serbatoio o rocce magazzino, formando così i vari giacimenti sparsi sul Pianeta. Le proprietà del gas naturale sono fortemente influenzate dalla sua composizione chimica, che varia a seconda della zona di estrazione; di seguito si riportano le composizioni del gas naturale utilizzato in Italia e i relativi poteri calorifici, variabili a seconda della provenienza (tabella 1.1). In particolare per il calcolo del potere calorifico e di altre caratteristiche del gas naturale si fa riferimento alla norma UNI EN ISO 6976 [1]. Tabella Composizione e caratteristiche medie del gas naturale immesso in Italia (Fonte: Snamretegas) Gas naturale Nazionale % vol Russo % vol Nord Europa % vol Algerino % vol Metano 99,33 97,92 90,31 83,62 Etano 0,05 0,77 4,83 8,42 Altri idrocarburi 0,01 0,35 1,63 2,68 Anidride carbonica 0,03 0,09 1,14 0,51 Azoto 0,57 0,86 2,05 4,62 Elio 0,01 0,01 0,04 0,15 Potere calorofico superiore (MJ/Sm 3 ) 37,58 37,886 39,054 39,985 Potere calorofico inferiore (MJ/Sm 3 ) 33,836 34,125 35,244 36, Il mercato del gas naturale Scenario globale Tra le fonti energetiche è ormai evidente che il gas naturale giocherà un ruolo chiave a livello globale certamente per i prossimi decenni. Negli ultimi anni, precisamente nel periodo , la domanda di gas è aumentata dell 8,7%. Questo dato è il frutto di consumi in forte crescita nei paesi emergenti e in via di sviluppo (+13,8%), ma anche di una crescita nei paesi industrializzati (+3,9%), per quanto, in particolare negli ultimi anni, meno accentuata che in passato. In quest ultima area, i vantaggi ambientali ed economici rispetto alle altre fonti fossili forniscono al gas naturale ulteriori spazi di crescita, principalmente nel settore termoelettrico. Anche sul lato della produzione vi sono importanti novità. Nel 2009, grazie al boom del gas non convenzionale (soprattutto shale gas), gli Stati Uniti sono diventati il primo produttore mondiale con 583 bcm (billion cubic meter), superando la Russia, leader storico di questa classifica. La crescita della produzione di gas negli Stati Uniti si conferma come uno dei più evidenti trend in atto nel mercato del gas naturale: nel periodo la produzione di gas si attesta attorno agli m 3 (+16%), un valore prossimo agli attuali consumi annuali italiani. Anche in Qatar la produzione di gas è cresciuta rapidamente, fino quasi a raddoppiare tra il 2005 e il

3 Anche le riserve mondiali di gas sono aumentate in misura notevole (+4,8% al primo gennaio 2010 rispetto alla stessa data del 2009) proseguendo un trend che le ha portate ad aumentare del 10,3% rispetto al primo gennaio Secondo i dati ENI, inoltre, nel 2009 sono stati consumati miliardi di m 3 di gas naturale, considerando il tasso di produzione annuo totale costante, le riserve note non si estinguerebbero prima di 60 anni (figura 1.3). Le principali riserve di gas naturale nel mondo si trovano in Russia, Iran, Qatar, seguite da Arabia Saudita e Stati Uniti, come mostrato in figura 1.2. I maggiori consumatori di gas naturale sono gli Stati Uniti e la Russia (figura 1.4). L Italia è al nono posto tra i consumatori ed il quarto paese importatore di gas naturale (figura 1.5). Figura 1.2 Riserve di gas naturale nel mondo [2] 5

4 Figura 1.3 Durata attesa in anni delle riserve di gas naturale nel mondo [2] Figura 1.4 Consumo di gas naturale (billion cubic meter) nel mondo [2] Figura 1.5 Importazioni di gas naturale (billion cubic meter) nel mondo [2] 6

5 Per quanto riguardo la situazione europea, dal 1996 il gas è il secondo vettore energetico nel consumo primario di energia dopo il petrolio, con una quota di circa il 25%. L importanza del gas naturale è cresciuta soprattutto in Italia, Germania, Regno Unito e Spagna: gli attuali maggiori consumatori. Solo la Francia, grazie ad uno sviluppo molto deciso del nucleare, sembra meno legata al metano. Le ragioni che hanno portato l Europa a puntare sul gas sono: Economiche. Nella generazione elettrica il gas è molto più efficiente del petrolio. Gli impianti CCGT, la tecnologia maggiormente usata, raggiungono livelli di efficienza pari al 55-60%, contro il 35-40% di quelli termoelettrici tradizionali. Fino al 2004, i prezzi relativamente bassi del gas hanno reso molto conveniente questo tipo d impianti. Dal 2005 le crescenti quotazioni del petrolio, cui il gas è legato, hanno parzialmente rallentato il trend di investimento anche se vi sono situazioni molto differenti da Paese a Paese. Ambientali. Gli obblighi di Kyoto rendono sempre meno competitive le centrali ad olio o a carbone; dall altro lato, le rinnovabili sembrano in grado di soddisfare solo una parte contenuta dei consumi mentre il nucleare, osteggiato dalla maggioranza dell opinione pubblica, non riesce a guadagnare spazi sufficienti. A questo si deve aggiungere che in molti Paesi europei la costruzione di centrali a gas è stata sussidiata, a volte anche in modo molto pesante. La conseguenza di tutti questi fattori è che 1/3 del consumo di gas è assorbito dalla generazione elettrica e si prevede che questo valore sia destinato a crescere. In Europa si consumano attualmente circa miliardi di m 3 di gas (figura 1.6) che probabilmente saliranno a 700 miliardi nel Il peso dell Europa a livello globale è molto elevato: circa il 25% dei consumi mondiali. Figura 1.6 Consumo di gas naturale (billion cubic meter) in Europa [2] Il mercato del gas naturale Situazione italiana Il sistema italiano del gas si basa su una rete di gasdotti che attraversa tutto il paese, la cui lunghezza totale è di km. La gestione dell intera filiera di fornitura di metano (importazioni, distribuzione a livello nazionale e stoccaggio) è affidata alla società Snam Rete Gas. L Italia produce soltanto il 10% del fabbisogno interno di gas, tutto il resto viene soddisfatto da importazioni provenienti da diversi paesi: 7

6 Russia, con il gasdotto TAG (Trans Austria Gasleitung), che si raccorda alla rete nazionale a Tarvisio Olanda, attraverso il gasdotto TENP (Trans Europe Naturgas Pipeline) e Transitgas, connesso alla rete in corrispondenza del passo Gries Norvegia, attraverso il gasdotto Transitgas, sempre in corrispondenza del passo Gries Algeria, attraverso il gasdotto sottomarino Transmed, che si connette alla rete a Mazara del Vallo Libia, con il gasdotto Greenstream, interconnesso alla rete in corrispondenza di Gela. Sono, inoltre, in fase di progettazione altri tre gasdotti: Galsi, la cui apertura è prevista per la fine del 2011, porterà il gas dall Algeria all Italia passando per la Sardegna PEOP (Pan European Oil Pipeline), la cui apertura è prevista per la fine del 2012, collegherà il porto di Costanza in Romania con Trieste South Stream, connetterà direttamente Russia ed Unione Europea, eliminando ogni Paese extra-comunitario dal transito. Dovrebbe raggiungere il territorio italiano nei pressi di Otranto. Il gas naturale arriva poi alle utenze finali attraverso un sistema integrato di metanodotti, composto da una rete nazionale che trasporta il gas dai punti di immissione in rete fino alle macro aree di consumo e da una rete regionale per la distribuzione locale. Le centrali di compressione, collocate lungo la Rete Nazionale Gasdotti, spingono il gas all'interno dei gasdotti e ne assicurano il flusso nella rete. Queste sono controllate a distanza, 24 ore su 24, dal Centro di Dispacciamento, una struttura che gestisce e monitora il sistema di trasporto del gas per rendere disponibili in qualsiasi momento e in ogni punto della rete le quantità di gas richieste. Snam Rete Gas svolge l attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale avvalendosi di un sistema integrato di infrastrutture formato da circa km di metanodotti, un centro di dispacciamento, 8 Distretti, 55 Centri e 11 Centrali di compressione. La rete dei metanodotti è suddivisa in Rete Nazionale di Gasdotti (circa km) e Rete di Trasporto Regionale (oltre km). La Rete Nazionale di Gasdotti è costituita essenzialmente da tubazioni, normalmente di grande diametro, con funzione di trasferire quantità di gas dai punti di ingresso del sistema (importazioni e principali produzioni nazionali) ai punti di interconnessione con la Rete di Trasporto Regionale e con le strutture di stoccaggio. Della Rete Nazionale di Gasdotti fanno parte anche alcuni gasdotti interregionali funzionali al raggiungimento di importanti aree di consumo. La Rete Nazionale di Gasdotti comprende inoltre 11 centrali di compressione. La Rete di Trasporto Regionale, formata dalla restante parte dei gasdotti, permette di movimentare il gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas ai consumatori industriali e termoelettrici e alle reti di distribuzione urbana. La rete nazionale di gasdotti è visibile in figura

7 Figura 1.7 Rete nazionale dei gasdotti (Fonte: Snam Rete Gas) 9

8 L importazione di gas naturale in Italia avviene non solo attraverso gasdotti ma anche tramite navi metaniere che trasportano il gas sotto forma di liquido. Snam Rete Gas, questa volta attraverso la società consociata GNL Italia, gestisce anche il terminale di rigassificazione di Panigaglia (La Spezia). Questo terminale riceve gas naturale liquefatto (LNG), proveniente da Algeria e Nigeria, trasportato con navi metaniere; il liquido viene poi riportato allo stato gassoso tramite riscaldamento e immesso in rete. Altro rigassificatore presente in Italia è quello costruito a Rovigo nel 2009, il primo al mondo off-shore. In Italia ci sono altri tre impianti autorizzati (Livorno, Gioia Tauro, Porto Empedocle) ma che devono ancora essere costruiti. Il bilancio del gas naturale in Italia per gli anni 2009 e 2010 è riportato in figura Produzione nazionale Importazioni nette Disponibilità lorda Consumi e perdite Totale risorse Figura 1.8 Bilancio nazionale del gas naturale (Fonte: AEEG) La domanda di gas in Italia nel 2010 è stata di circa m 3, in aumento del 6,4% rispetto ai m 3 del 2009 (in forte calo a causa degli effetti della crisi economico-energetica sui consumi di gas). I consumi dell anno 2008 erano infatti stati di circa m 3. Nel 2011 la domanda di gas naturale in Italia, invece, è rimasta sostanzialmente in parità rispetto ai livelli del 2010, come si evince dal documento di rendicontazione finanziaria emesso da Snam Rete Gas. Rispetto al 2009, dunque, il consumo di gas ha messo a segno un aumento del 6,4%, una variazione positiva che non si registrava dal 2005, dopo anni in cui il settore era abituato a tassi di crescita elevati e stabili nel tempo. Il settore civile (domestico e terziario) e quello industriale hanno trainato la crescita, registrando entrambi un incremento del 7,1%. Minore, invece, è stato il recupero del termoelettrico, nel quale la richiesta è salita del 4,4%. È proseguita, inoltre, la forte espansione dei consumi per autotrazione che, grazie al diffondersi di auto alimentate a metano (favorite anche dalle esigenze di contenimento dell inquinamento), 10

9 non conosce sosta dal 2005 a questa parte e ogni anno registra tassi di crescita estremamente positivi (13,2% nel 2010, seguito a un valore medio dell 11% ottenuto negli ultimi cinque anni). Grazie agli investimenti nel corso del 2011, le infrastrutture di trasporto sono attese in crescita nei prossimi anni rispetto al 2010 sia in termini di lunghezza della rete che di potenza installata nelle centrali di compressione (860 MW nel 2010). Riguardo alla rigassificazione gli investimenti sono previsti in linea con quelli del 2010 mentre le capacità complessive per i servizi di stoccaggio di gas naturale sono previste in crescita rispetto all'anno scorso. Sulla distribuzione proseguono gli interventi finalizzati a sostenere lo sviluppo del business, con una crescita prevista del numero delle utenze nel 2012 in linea con quella del Consumi di gas nel 2009 per usi finali 0,96 37,84 18,9 0,2 Industria Agricoltura e pesca Residenziale e terziario 41,2 Usi non energetici 0,9 Centrali termoelettriche Autotrazione Figura 1.9 (Fonte: Ministero per lo Sviluppo Economico Dipartimento per l Energia) Per il periodo si prevede un aumento della domanda di gas nel mercato italiano di circa l'1,8%. Elemento trainante della previsione di evoluzione della domanda di gas in Italia, secondo l AIEE, sarà la crescita della domanda di energia elettrica, che caratterizzerà tutti i settori economici, soprattutto il civile. Crescita che si sviluppa in un contesto, quale quello termoelettrico, in fase di profonda trasformazione, con l affermarsi di due tecnologie vincenti sulle quali il sistema elettrico poggerà per i prossimi due decenni: quella dei cicli combinati a gas naturale (CCGT) e quella degli impianti a vapore a condensazione, specialmente con caldaie del tipo Ultra-Super-Critico (USC) alimentate da polverino di carbone. La struttura attuale del settore di generazione elettrica mostra, infatti, un quadro in cui la produzione elettrica da olio combustibile è in netto calo per questioni soprattutto di convenienza economica, mentre la produzione elettrica da carbone e da altri combustibili di basso pregio è in crescita, ma con forti limitazioni per l impatto ambientale, la scarsa accettabilità sociale ed il rischio industriale legato agli ingenti capitali richiesti. D altro canto la produzione idroelettrica è prossima al pieno sfruttamento del potenziale e non avrà un ruolo 11

10 quantitativamente rilevante nel sostegno alla crescita della domanda. Le altre fonti rinnovabili, pure in netta crescita, giocano un ruolo importante ma marginale per le quantità in gioco relativamente esigue. 1.4 La filiera del gas Prima di giungere al consumatore finale, il gas importato o prodotto direttamente in Italia attraversa una serie di fasi distinte. La sequenza di queste fasi costituisce la cosiddetta filiera del gas che influenza, naturalmente, anche l organizzazione del mercato libero del gas. Nella filiera del gas è possibile individuare cinque fasi fondamentali: approvvigionamento stoccaggio trasporto distribuzione vendita. Figura 1.10 (Fonte: Ministero per lo Sviluppo) Approvvigionamento Questa è la fase più a monte e comprende le attività volte al reperimento delle quantità di gas naturale necessarie per il fabbisogno energetico del paese consumatore. Ci sono due canali per reperire gas naturale: l importazione e la coltivazione (o produzione); entrambe le modalità sono libere. 12

11 L Italia è un paese importatore di gas naturale: il 90% del fabbisogno nazionale è soddisfatto con gas proveniente da altri paesi; il 10% proviene da giacimenti nazionali. Figura 1.11 (Fonte: Autorità per l Energia Elettrica e il Gas) Il principale operatore nel settore dell estrazione di gas dal sottosuolo è Eni Spa (90,04%). L importazione, come spiegato precedentemente, avviene attraverso linee di gasdotti internazionali che collegano l'italia con i maggiori produttori esteri (Libia, Algeria, Russia, Norvegia, etc.) e solamente in minima parte via nave (solo il gas naturale liquefatto). I principali importatori sono: gruppo Eni (64,1%); gruppo Enel (14,6%); gruppo Edison (9,5%). Una volta giunto ai punti di confine nazionali (punti di interconnessione con l'estero) il gas naturale viene immesso nella rete nazionale di gasdotti. Per la precisione i punti di ingresso nel territorio nazionale di questi gasdotti sono cinque: a Nord-Est, Tarvisio e Gorizia (dalla Russia), a Nord, il passo Gries in val Formazza (dall'olanda e dalla Norvegia), a Sud, Mazara del Vallo (dall'algeria) e Gela (dalla Libia). L'approvvigionamento via nave riguarda invece l'importazione di gas naturale in forma liquefatta. In questo caso il gas estratto nei luoghi di produzione viene raffreddato fino a raggiungere lo stato liquido, per poi essere caricato sulle navi metaniere per raggiungere i nostri confini. Una volta giunto a destinazione il GNL viene riscaldato e quindi rigassificato e successivamente immesso nella nostra rete di gasdotti nazionale (i più importanti punti di ingresso del gas naturale liquefatto in Italia si trovano in corrispondenza dell'impianto di rigassificazione di Panigaglia e dell impianto di rigassificazione di Rovigo). 13

12 Figura 1.12 (Fonte: AEEG) Lo stoccaggio Mentre l offerta di gas ha un andamento piuttosto costante durante tutto l anno, la domanda si caratterizza per una spiccata variabilità stagionale; la domanda invernale è di circa quattro volte superiore a quella estiva. Per garantire alle imprese fornitrici di modulare la propria offerta in relazione soprattutto al mercato civile, c è il ricorso allo stoccaggio. 14

13 Esistono tre tipi di stoccaggio: Stoccaggio modulare, processo industriale che consente di iniettare gas, prevalentemente durante il periodo primavera estate, in un sistema roccioso poroso sotterraneo, in grado di garantire l accumulo, e di erogarlo alle imprese fornitrici per far fronte alla richiesta invernale. Stoccaggio minerario, volto all ottimizzazione degli aspetti tecnici ed economici della produzione nazionale di gas naturale Stoccaggio strategico, volto a garantire una riserva strategica per fronteggiare eventuali riduzioni degli approvvigionamenti da importazioni o criticità del sistema gas. Il principale operatore di questo segmento della filiera del gas è Stogit S.p.A. (96,6%), società del gruppo Eni S.p.A, che occupa una posizione di monopolio di fatto nella fornitura di servizi di stoccaggio Il trasporto e dispacciamento La fase di trasporto comprende l'attività di veicolazione di gas, che viene effettuata con gasdotti oppure attraverso il trasporto con navi, dove il gas naturale viene liquefatto e mantenuto liquido e a bassa temperatura (GNL). Figura 1.13 Trasporto CNG (Fonte: ENI gas&power) 15

14 La rete di trasporto si suddivide in "primaria" (o dorsale), relativa al trasporto di gas direttamente dai luoghi di produzione od importazione, e "secondaria" comprendente l'insieme delle condotte (adduttori secondari) che collegano la rete primaria e raggiungono i centri di consumo. La rete della Snam rappresenta il 96% della rete primaria nazionale. Altri operatori sono presenti con reti locali, in particolare nelle regioni adriatiche (Marche, Abruzzo e Molise). Vengono effettuati servizi di trasporto anche sui metanodotti internazionali. La maggior parte dei paesi europei importa il gas attraverso un numero limitato di strutture di metanodotti e terminali di ricezione GNL. Il gas di provenienza estera entra nella rete nazionale attraverso quattro punti, utilizzando strutture dedicate (appositamente costruite a seguito della stipula di un contratto di importazione); in particolare metanodotti da Russia, Olanda ed Algeria ed un terminale di ricezione del GNL ubicato a Panigaglia (La Spezia) I metanodotti di importazione sono stati realizzati da Snam in collaborazione con società del gas dei paesi attraversati. Figura 1.14 (Fonte: 16

15 Per dispacciamento, invece, si intende l attività di controllo della rete di trasporto attraverso i metanodotti collegati alla rete internazionale, il gas dei pozzi nazionali, il gas degli stoccaggi, il gas ottenibile dai serbatoi di gas naturale liquefatto, il gas ottenibile dallo stesso sistema dei metanodotti, variando, entro certi limiti, la loro pressione. Il controllo delle reti di trasporto nazionali è detenuto da Snam Rete Gas S.p.A. (Eni S.p.A. ne possiede il 50,05% delle azioni) che con un sistema di trasporto composto da km di metanodotti detiene il controllo del 96% della rete; Società Gasdotti Italia S.p.A. gestisce circa km di metanodotti. Le due società sono state costruite per ottemperare all obbligo di separazione societaria dell attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale da tutte le altre attività del settore del gas prevista dall art. 21 del decreto Letta La distribuzione L attività di distribuzione del gas naturale è un attività di servizio pubblico, l affidamento avviene tramite gara ad evidenza pubblica e i rapporti tra ente affidante e soggetto gestore vengono regolati con un contratto di servizio. L attività principale dei distributori consiste nel veicolare il gas agli utenti per conto dei Venditori (o, in generale, degli utenti del servizio di distribuzione); questo servizio, denominato anche vettoriamento, è disciplinato da un contratto e regolato da una tariffa. I servizi offerti dal distributore agli utenti della rete si distinguono in: servizi principali: sono quelle attività/ prestazioni già remunerate in tariffa prestazioni accessorie: sono le prestazioni che il distributore effettua, in via esclusiva, a richiesta e a pagamento di un corrispettivo sulla base di un prezzario reso pubblico prestazioni opzionali: sono prestazioni/ attività che il distributore può offrire in concorrenza ai soggetti offerenti I principali operatori sono circa 560 imprese di distribuzione fra cui Italgas SpA (gruppo Eni) e Enel Gas Distribuzione (gruppo Enel) La vendita L attività di vendita del gas naturale comprende le operazioni di approvvigionamento di gas all interno del territorio nazionale, di marketing operativo, di gestione commerciale e di bollettizzazione, finalizzate alla vendita al dettaglio ai clienti finali. Fino al 31 Dicembre 2002 un unico soggetto era distributore e venditore per i clienti domestici e i piccoli consumatori; dal primo gennaio 2003 tutti i clienti finali sono considerati idonei, ossia 17

16 in grado di scegliersi il proprio fornitore che deve essere necessariamente diverso dal distributore. Le imprese venditrici devono essere autorizzate dal ministero per lo Sviluppo Economico; principali operatori sono circa 380 imprese, fra cui Eni Gas & Power e Enel Gas. Il prezzo è libero, l Autorità ha però definito condizioni economiche di riferimento. 1.5 Previsioni sull andamento del mercato del gas naturale il gas non convenzionale Esistono due tipi di gas naturale: il gas convenzionale, che si identifica con il gas che viene estratto insieme al petrolio; ed il gas non convenzionale, gas spesso indipendente da trappole stratigrafiche o strutturali. Per il gas non convenzionale si possono individuare quattro tipi principali di giacimenti: metano associato a livelli di carbone (bed methane) gas associato alle argille (shale methane) tight gas idrati di gas. Lasciate in pace per molti anni perché considerate troppo difficili da sfruttare, con procedimenti che rendono il processo decisamente antieconomico, le cosiddette risorse non convenzionali di gas naturale stanno vivendo un boom che potrebbe portarle a rappresentare una fetta considerevole del bilancio energetico mondiale. Queste, infatti, hanno una caratteristica molto appetitosa: si trovano in luoghi diversi da quelli soliti, in molti casi nel sottosuolo di Paesi che attualmente dipendono interamente da forniture estere. E che potrebbero ritrovarsi in pochi anni a godere di una insperata indipendenza energetica. Solo negli USA le risorse stimate sono cresciute del 35 % negli ultimi due anni. Molti ricercatori hanno stimato il potenziale di metano da carbone della maggior parte dei paesi e delle regioni carbonifere del mondo. Come vi può vedere in tabella 1.2, l ammontare complessivo delle risorse di gas naturale contenute nei giacimenti di carbone di tutto il mondo è molto significativo: da 83, m 3 a 263, m 3. Pertanto il metano da carbone rappresenta una delle principali nuove risorse internazionali di gas naturale. Tabella 1.2 Stime delle risorse mondiali di metano da carbone (Boyer, 1994) STATO Metano da carbone [10 12 m 3 ] Cina 30,0-35,1 Russia 17,0-113,3 Stati Uniti 9,7-11,7 Australia 8,5-14,2 Canada 5,7-76,5 18

17 Germania 2,8 Polonia 2,8 Regno Unito 1,7 Ucraina 1,7 Kazakhstan 1,1 India 0,8 Sudafrica 0,8 Altri 0,8 TOTALE 83,4-263,3 MERCATO DEL GAS NATURALE Le tecniche di sfruttamento del gas non convenzionale non sono nuove, ma gli sviluppi e gli investimenti tecnologici negli Stati Uniti hanno reso più efficiente e relativamente più economici tali tecnologie. Figura Caratteristiche geologiche delle risorse di gas naturale Quindi, nel corso degli ultimi anni, grazie al progresso in campo tecnologico si è assisto a un vero boom nell' estrazione di metano dalle rocce metamorfiche, dal carbone e dalle argille. Si tratta di giacimenti i cui pozzi una volta individuati vengono messi in produzione in breve tempo. Grazie ad uno sviluppo inaspettato in campo ingegneristico, si possono sfruttare risorse prima difficilmente accessibili, con nuovi sistemi di perforazione orizzontale e di fratturazione idraulica. Questo ha portato le compagnie a investire in nuove esplorazioni, con fondi che le banche concedono più facilmente e che in breve hanno portato grandi risultati, con l'individuazione di campi di notevoli dimensioni dal Texas alla Louisiana. Il tutto a costi tecnici di fatto dimezzati rispetto all' estrazione del gas convenzionale. 19

18 Questo ha portato gli Stati Uniti a disporre di una quantità senza precedenti di materia prima. E senza che nessuno lo prevedesse fino a un paio di stagioni fa, gli USA sono diventati il primo produttore mondiale di metano: e se fino a tre anni fa si parlava di declino della produzione di gas in America (esattamente come sta avvenendo in Europa dove sono in esaurimento i giacimenti del Mare del Nord) ora si parla tranquillamente di surplus. Con un andamento dei prezzi che ha seguito la più elementare delle leggi economiche: proprio per l' abbondanza di offerta, il prezzo è sceso fino a 3 dollari per poi assestarsi tra i 5 e i 6 dollari per Mbtu (l equivalente del barile per il petrolio). In questo modo, il nuovo gas estratto da rocce, carbone e argille, proprio per i suoi bassi costi di estrazione, è quello che, al momento, viene usato per produrre energia e riscaldare le case. In questo modo, le società energetiche hanno a disposizione per la vendita sui mercati esteri tutto il gas convenzionale che si erano accaparrati con contratti di lungo termine. In particolare, è crollata la domanda del cosiddetto LNG (gas naturale liquido): già nel 2008 le importazioni negli Usa di LNG erano scese da 22 a 9 miliardi di metri cubi e per la fine dell' anno non dovrebbero superare i 3 miliardi di metri cubi. Soltanto nel 2000, gli analisti indicavano gli Stati Uniti come il paese che, in assoluto, avrebbe avuto bisogno di LNG. Ora di fatto non ne hanno più bisogno. Conseguenza: tutto l LNG in eccesso, che i mediatori si erano procurati negli anni passati, si è riversato in Europa. E lo stesso hanno fatto i grandi produttori di metano che negli anni Novanta hanno investito nei grandi impianti per la liquefazione e nelle navi metaniere. Le ripercussioni sul mercato del gas non si sono fatte attendere: è sceso il prezzo del LNG in arrivo negli impianti di rigassificazione europei. I grandi gruppi europei del settore si sono così dovute adeguare, muovendosi in due direzioni. Da una parte hanno approfittato dell' occasione di acquistare gas a prezzi più bassi anche del 40%, ma dall'altra hanno dovuto aprire un contenzioso di difficile soluzione con i paesi produttori di gas convenzionali. In sostanza, i manager delle compagnie europee, da qualche mese, hanno intavolato trattative per rivedere gli accordi di fornitura. Che non solo prevedono contratti di lungo periodo, ma sono spesso legati alla cosiddetta clausola del "take or pay": se, per qualche ragione, la quantità di gas contrattata in anticipo non viene ritirata bisogna pagarla lo stesso. Per l' Europa ci sarebbe un' altra via da percorrere, quella dell' indipendenza dalle forniture, cosa cui non è abituata visto che i giacimenti del Vecchio Continente soddisfano solo il 30% della domanda interna e sono tutti in via di esaurimento (l' Italia arriva solo al 10%), ma qualche passo avanti si sta facendo. Per esempio, andando alla ricerca di giacimenti di gas convenzionali anche al di qua dell' Atlantico. Sfruttando il gas che si può ricavare dal carbone (coal bed methane): perforazioni sono in corso in Germania, Francia e Svizzera ma anche in Italia (fiume Bruna in Toscana, Val di Noto in Sicilia e nel Sulcis della Sardegna). Mentre in Polonia si pensa di sfruttare i bacini della lignite. 20

19 In alternativa, i grandi gruppi possono pensare di andare a comprare il gas non convenzionale dove c' è già. E sarà anche il caso di muoversi se è vero quanto sostengono gli esperti: che il gas non convenzionale potrebbe soddisfare la domanda mondiale per i prossimi anni. Quindi, lo sfruttamento del gas non convenzionale potrebbe turbare molti equilibri esistenti e modificare profondamente il panorama geopolitico esistente. Le più immediate conseguenze della sua introduzione nel mercato energetico sono le seguenti: il mercato del gas diviene un mercato globale il gas naturale, compreso quello tradizionale, diviene una fonte energetica economica e capace di sostituire il petrolio ed in gran parte anche il carbone nella maggior parte degli usi finali il gas naturale dovrebbe penetrare sempre più fortemente nel settore residenziale, industriale e soprattutto nella generazione elettrica forte penetrazione nel settore dei trasporti su strada, settore che fino a questo momento è stato di nicchia. 1.6 CNG come combustibile per autotrazione Con il nascere della coscienza ecologica e soprattutto con la crescente attenzione negli ultimi anni al contenimento delle emissione degli autoveicoli, si determina un grande interesse verso il metano per autotrazione in quanto questo carburante è indubbiamente il più ecologico ed economico. Il gas naturale è un carburante economico perché lo si trova in natura già pronto all uso, senza dover esser sottoposto a complicati e costosi processi di raffinazione. Presenta un omogenea distribuzione nel mondo e le sue risorse sono abbondanti e ciò implica sicurezza negli approvvigionamenti e nei trasporti. I trasporti avvengono attraverso metanodotti e non attraverso autocisterne, come per la benzina, quindi il metano non incrementa il traffico di superficie, contribuendo a diminuire i rischi di incidenti stradali ed il fenomeno dell inquinamento indotto dal traffico pesante. A parità di chilometri percorsi, inoltre, consente di risparmiare rispetto agli altri carburanti, sia per la sua maggiore resa energetica in confronto a benzina, gasolio e gpl, sia per la politica fiscale, che favorisce l uso del metano nell autotrazione con accise differenziate rispetto agli altri carburanti. Il risparmio in termini di costo del carburante per chilometro, per un auto di media dimensione alimentata a gas naturale, è del 60% in confronto ad un auto equivalente alimentata a benzina, e del 33% in confronto ad una versione diesel [3]. Il gas naturale è anche un carburante ecologico perché permette la riduzione dei gas climalteranti, come i gas serra, il cui incremento dipende fortemente dal settore dei trasporti. In Europa le emissioni che provengono dal settore dei trasporti ammontano a circa il 21% del totale delle emissioni (nel 2006) e circa il 93% di queste è causato dal trasporto stradale [4]. 21

20 Questo è stato anche l unico settore che tra il 1990 ed il 2006 non ha registrato alcuna riduzione nelle emissioni di gas serra dove, al contrario, sono aumentate significativamente, soprattutto le emissioni di CO2 e N2O, di circa il 26% [4]. Le auto, infatti, sono responsabili di circa il 20% delle emissioni di CO2 sul totale europeo ed il settore dei trasporti dovrà essere in grado di rispettare il limite pattuito di 130 g CO2/km entro il 2012 [5]. Quindi il problema cruciale consiste nel trovare una soluzione efficiente per ridurre le emissioni di questo settore, in modo da poter rispettare i limiti di emissioni sia nel breve che nel lungo periodo. Il 4 Febbraio 2009 il Parlamento Europeo ha adottato precise linee di politica energetica, ponendo nuovi e più ambiziosi obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra: si dovrà ottenere una riduzione del 25-40% entro il 2020 e dell 80% entro il 2050, percentuale stimata rispetto ai livelli di emissione del 1990 [6]. L Unione Europea intende contenere l insostenibile crescita delle emissioni di gas serra nel settore dei trasporti attuando diverse disposizioni [6]: favorire, anche attraverso incentivi, l utilizzo di veicoli a basso impatto ambientale, come i veicoli alimentati a gas naturale, che presentano minori emissioni di CO2 e polveri sottili; favorire l utilizzo delle energie e dei carburanti rinnovabili; migliorare la rete dei trasporti pubblici; migliorare le infrastrutture. La nuova politica dell Unione Europea è quindi volta a favorire la diffusione dei veicoli alimentati a gas naturale e a promuovere l utilizzo del gas naturale come combustibile per l autotrazione. L Italia è attualmente il paese Europeo con la maggior diffusione di veicoli a gas naturale con i suoi veicoli CNG a fine 2011 e questo interesse si riflette nel proliferare di numerose stazioni di rifornimento del metano in tutto il territorio nazionale. Infatti si è dimostrata una strettissima correlazione tra il numero di veicoli CNG circolante e la diffusione di stazioni di rifornimento nel territorio [7]. E proprio in questo contesto energetico in cui il metano va assumendo sempre più un ruolo di primaria importanza che si inserisce questo lavoro di tesi. In particolare, il contesto da considerare è quello italiano, caratterizzato da un ampia diffusione di veicoli alimentati a metano, non ancora seguita da una capillare diffusione su tutto il territorio nazionale di stazioni di rifornimento. Per questo è stato studiato e sviluppato un nuovo sistema di compressione di gas metano per autotrazione, caratterizzato da contenuti consumi energetici e, conseguentemente, da un ridotto costo iniziale, con l intento di andare ad inserirsi in una fascia di mercato ancora in via di espansione. 22

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