Sviluppo della rete di trasporto del gas

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1 52-57_TER_set_trovato-dicorato :09 Pagina 52 di M. Dicorato, R. Netti, G. Sigrisi, M. Trovato Sviluppo della rete di trasporto del gas nel mercato liberalizzato Le ripetute crisi del gas verificatesi in Italia negli ultimi anni hanno evidenziato le problematiche dell inadeguatezza e della criticità delle infrastrutture di approvvigionamento. Come già rilevato in seguito all emergenza gas nel marzo 2005 (risoltasi con la mancata erogazione ai clienti interrompibili) e all eccesso di svaso degli stoccaggi nel 2006, queste non possiedono la flessibilità necessaria a fronteggiare interruzioni o significative riduzioni delle immissioni. Le criticità della situazione italiana sono riconducibili a vari fattori tra i quali: il trend discendente della produzione, l inadeguato sfruttamento delle potenzialità di stoccaggio già esistenti, il ritardo sia nella realizzazione di nuovi punti di immissione sia nel potenziamento della rete di trasporto. Questi fattori, da un lato, hanno portato ad un eccessiva dipendenza dalle importazioni per la copertura del fabbisogno nazionale e, dall altro, determinano la frequente saturazione dei gasdotti transfrontalieri esistenti, col conseguente ricorso alle risorse strategiche, soprattutto nel periodo invernale. La costruzione di nuove infrastrutture rappresenta un esigenza inderogabile per la risoluzione dei problemi nazionali. Tra queste la realizzazione di nuovi gasdotti, quali il GALSI (Gasdotto Algeria-Italia attraverso la Sardegna) e l IGI (Interconnessione Italia-Grecia), consentirebbe di disporre di ulteriori vie d accesso ai giacimenti di Africa e Medio Oriente, conseguendo maggiore indipendenza dalla Russia. Lo sviluppo di nuovi terminali di GNL, quali ad esempio quelli previsti in Puglia e Veneto, permetterebbe di allargare ulteriormente il portfolio dei fornitori anche a Paesi diversi da quelli connessi via tubo (africani, medio-orientali ed asiatici). Infine, l Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha imposto l aumento di 6,5 miliardi di Sm 3 /anno della capacità di trasporto per ognuno dei gasdotti 1 già congestionati [1]. Queste iniziative, sollecitate ed anche incentivate dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (AEEG), attraverso una maggiore remunerazione degli investimenti, costituiscono il presupposto per favorire maggiore competizione dei prezzi e perché l Italia si trasformi in un hub per i mercati internazionali, sopravanzando, in tempi e volumi, progetti concorrenti nei Balcani e nella Penisola Iberica [2]. In questo contesto, l installazione di centrali elettriche a ciclo combinato (CC) per circa 20 GW (Tabella 1), autorizzate dal Ministero delle Attività Produttive (MAP) determinerà un notevole incremento del consumo di gas per la produzione di energia, dall attuale 40% al 60% nel 2010 [3], ben maggiore della crescita tendenziale della domanda negli altri settori. Per la rete di trasporto del gas questi impianti costituiscono rilevanti carichi concentrati da alimentare che, in assenza di contromisure adeguate, potrebbero determinare congestioni della rete di trasporto del gas. Dott. ing. Maria Dicorato, ing. Roberta Netti, ing. Giuseppe Sigrisi, prof. ing. Michele Trovato, Dipartimento di Elettrotecnica ed Elettronica del Politecnico di Bari. Il mercato del gas in Europa e linee di sviluppo in Italia Con le direttive 96/92/CE e 98/30/CE, recanti rispettivamente norme comuni per i mercati interni dell energia elettrica e del gas naturale, si è compiuta l apertura del settore dell energia alla concorrenza il cui obiettivo è garantire maggiore qualità ed efficienza dei servizi forniti, sicurezza di approvvigionamento, migliore integrazione delle reti energetiche, tutela dell ambiente ed un contenimento dei prezzi per le imprese e per i consumatori. Tuttavia, a differenza del settore elettrico, la riorganizzazione in senso concorrenziale dei mercati del settore del gas ed il conseguente riassetto strutturale dell industria sono ancora in corso [4]. La cornice normativa della liberalizzazione del settore del gas in Italia è stata definita dal DLGS 164/00 (Decreto Letta), di recepimento della Direttiva Gas 98/30/CE. In questo decreto si prevedeva: - la possibilità, a partire dal 1 gennaio 2003, di ottenere la qualifica di clienti idonei con il conseguente diritto di stipulare contratti di acquisto con il fornitore prescelto; - una particolare autorizzazione del MAP, rilasciata solo in caso di soddisfacimento di precisi requisiti, per le importazioni da Paesi non appartenenti all UE, al fine di ridurre la dipendenza energetica dell Italia da questi Paesi; - un regime regolamentato di accesso al sistema; - l unbundling societario per le imprese verticalmente integrate del settore; - tetti antitrust per le imprese, riguardanti la vendita e l import (rispettivamente 50% e 75% dei consumi nazionali, da ridurre progressivamente fino al 2010), intese a favorire la cessione da parte dell ex monopolista delle proprie quote di mercato a vantaggio dei concorrenti. Con la Delibera n. 22/04, l AEEG ha delineato il percorso di interventi attuativi per lo sviluppo del mercato concorrenziale, che si articola in 4 fasi: - organizzazione di procedure per lo scambio, ai fini del bilanciamento, di capacità di trasporto e gas con accordi bilaterali ed il supporto di una piattaforma informatica; TABELLA 1 - Autorizzazioni per nuove centrali a CC (periodo ) Zone MW % su totale Nord ,3 Centro-Nord 790 4,0 Centro-Sud ,0 Sud ,5 Calabria ,2 Totale Italia Fonte: elaborazione AEEG su dati del MAP (aggiornate al 21/12/2004) - definizione di contratti standard per gli scambi bilaterali di gas e capacità, onde facilitare scambi e cessioni; - riforma del regime di bilanciamento, per consentire agli utenti di compensare squilibri imprevisti nel giorno stesso in cui si verificano; - l introduzione del mercato centralizzato, che, attraverso un sistema automatico di incrocio tra domanda ed offerta, fornisca prezzi di riferimento per le transazioni. 1 Trans Tunisian Pipeline Company (TTPC) per il gas algerino e Trans Austria Gasleitung 52 La Termotecnica Settembre 2007

2 52-57_TER_set_trovato-dicorato :09 Pagina 53 Allo stato attuale, mentre la seconda e l ultima fase sono ancora allo studio, la prima è stata realizzata attivando, il 1 ottobre 2003, la Bacheca elettronica per le transazioni di capacità e il Punto di scambio virtuale (cui l AEEG ha attribuito la qualifica di mercato regolamentato delle capacità e del gas) e la terza è stata attuata con la Delibera n. 180/04, che consente di concludere transazioni di gas fino al giorno stesso in cui vengono contabilizzate (e non più solo sino al giorno prima), ed effettuare scambi di capacità per periodi minimi di un giorno (e non più solo su base mensile), garantendo la coincidenza temporale degli scambi di gas e della relativa capacità di trasporto. Il modello entry-exit di accesso alla rete adottato in Italia (con corrispettivi differenziati per i vari punti in ingresso e in uscita), agevolerà sicuramente l ultima fase, perché, come sottolineato al Forum di Madrid, è il più favorevole alla concorrenza, in quanto facilita gli scambi e riflette il sempre maggiore sganciamento dei flussi fisici da quelli commerciali [5]. imprese massimizzano i profitti segmentando i mercati finali di sbocco del loro gas ove continuano a comportarsi da monopoliste [1]. L AEEG e l AGCM hanno formulato una serie di proposte per incentivare la competizione riducendo il peso dell operatore dominante, le principali delle quali riguardano: - lo sviluppo della capacità di importazione, con il potenziamento dei gasdotti internazionali da parte di ENI e la costruzione di nuovi impianti di rigassificazione; TABELLA 2 - Nuovi terminali di rigassificazione di GNL Terminale Capacità* Società Stato proponente autorizzativo Brindisi 8 BG Group Autorizzato Rovigo 8 Edison - ExxonMobil - Quatar Petroleum Autorizzato Rosignano 3 Edison - BP - Solvay Richiesta di modifica Toscana offshore 3-4 Olt Lng Terminal In fase di approvazione Trieste Zaule 8 Gas Natural Procedura da iniziare Trieste offshore 8-12 Endesa Fase preliminare Gioia Tauro 4-8 Società Petrolifera Gioia Tauro Richiesta di modifica San Ferdinando 6-12 Lng Med Gas Terminal Richiesta di modifica Taranto 8 Gas Natural Procedura avviata Porto Empedocle 8 Nuove Energie Procedura avviata Priolo - Augusta - Melilli 8-12 Erg Power & Gas - Shell Energy Europe In fase di avvio Totale * [Gm 3 /anno] Le infrastrutture per l approvvigionamento del gas La gran parte delle infrastrutture necessarie all importazione del gas risultano, allo stato attuale, congestionate [1], [5]. Infatti la capacità dei metanodotti di adduzione ubicati in Svizzera, Germania e Austria, controllati da ENI, risulta saturata per via delle vendite innovative 2 ; l importazione di gas dall Algeria attraverso Mazara del Vallo è limitata da colli di bottiglia sui gasdotti in Tunisia; l importazione di gas dalla Libia attraverso Gela per mezzo del gasdotto Greenstream è subordinata all acquisizione di capacità di trasporto da ENI, già ceduta ai concorrenti; infine l unico impianto italiano di rigassificazione, a Panigaglia, di proprietà di ENI, non ha capacità sufficiente a soddisfare le richieste di accesso di tutti gli operatori. I nuovi entranti non hanno la possibilità di approvvigionarsi in maniera autonoma e conveniente nel medio termine, data la lunga vita media (circa 17 anni al 2003 [5]) dei contratti pluriennali di ENI e i loro meccanismi di build-up, che ha determinato fenomeni di entrata sul mercato senza concorrenza. Le imprese che vendono gas sul mercato all ingrosso, infatti, a causa delle clausole take or pay dei loro contratti di importazione, devono sostenere costi marginali che tendono a zero e costi fissi elevati. Non hanno quindi convenienza a cercare di conquistare ulteriori quote di mercato col ribasso dei prezzi, poiché rischierebbero di ridurre i ricavi tanto da escludere la copertura dei costi fissi. Pertanto queste TABELLA 3 - Previsione della domanda in energia elettrica in Italia per macroaree geografiche [TWh] Zone [TWh] [TWh] [TWh] t.m.a.% Nord 178,5 207,8 235,6 2,6 Centro 59,4 68,7 79,4 2,7 Sud 54,0 62,7 72,9 2,8 Isole 33,5 39,1 44,1 2,5 Italia 325,4 378,2 432,0 2,6 Nord: Piemonte, Valle d Aosta, Lombardia, Trentino Alto Adige, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Liguria, Emilia Romagna Centro: Toscana, Umbria, Marche, Lazio Sud: Abruzzo, Molise, Campania, Puglia, Basilicata, Calabria Isole: Sicilia, Sardegna - la separazione proprietaria della rete nazionale di trasporto e degli impianti di stoccaggio, con la creazione di un ISO (Independent System Operator), per garantirne la neutralità rispetto alla vendita ed all approvvigionamento, anche in presenza di meccanismi di corporate governance; - l avvio definitivo della borsa del gas. In adempimento al primo punto, la Snam Rete Gas, ENI, ha previsto l installazione di nuovi terminali di rigassificazione di GNL [6]. Nella Tabella 2, oltre alla locazione dei terminali, è riportato lo stato di avanzamento dell iter autorizzativi. Crescita della domanda e dell offerta elettrica Si prevede che nel periodo la domanda di energia elettrica in Italia cresca al tasso medio annuo del 2,6%, arrivando ad essere pari a 432 TWh nel 2015, cui corrisponderà una domanda di potenza alla punta massima estiva pari a circa 76 GW, per una durata equivalente di funzionamento al carico massimo di circa h/anno, con un incremento di 22,4 GW rispetto al 2004 [7]. Inoltre la crescita dell intensità elettrica, rapporto tra domanda elettrica e PIL, dovrebbe crescere con un aumento medio annuo dell 1,1%, dopo il significativo aggiustamento del La crescita della domanda si manifesterà, secondo le previsioni, più sostenuta al Centro e al Sud, con tassi medi annui rispettivamente del 2,7% e del 2,8%, mentre le aree del Nord e le Regioni insulari rientreranno nella media, 2 Le cessioni di gas effettuate da ENI ad operatori nazionali al di là dei confini per rispettare i tetti antitrust fissati dal DLGS n. 164/00. La Termotecnica Settembre

3 52-57_TER_set_trovato-dicorato :09 Pagina 54 gia elettrica, lo sviluppo delle reti di trasmissione dell energia elettrica e del trasporto del gas dovrà avvenire in maniera molto più sinergica rispetto a quanto sinora avvenuto. In questo ambito, lo sviluppo di procedure per l analisi dei flussi di potenza elettrica e dei flussi di gas (power flow e natural gas load flow) e per l ottimizzazione integrata di entrambe le reti (gas and electric optimal power flow - GEOPF) è in fase di studio. FIGURA 1 - Rappresentazione schematica del sistema di trasporto del gas rispettivamente 2,6% e 2,5 %, come rilevabile dalla Tabella 3. Contestualmente la società TERNA (ex Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale) ha pubblicato la valutazione della capacità di produzione complessivamente necessaria alla copertura della domanda prevista, a garanzia della sicurezza di funzionamento del sistema elettrico e degli approvvigionamenti, stimata pari a circa 93 GW nell estate del La maggior parte di questa nuova capacità proverrà da impianti a CC. La conseguente penetrazione del gas nel settore della produzione di energia elettrica su larga scala trova giustificazione in alcune caratteristiche peculiari del CC quali: un maggiore rendimento (0,56 0,58) rispetto al ciclo a vapore tradizionale (0,4), con effetti positivi sui costi di generazione e sui prezzi all ingrosso; l assenza di emissioni di SOx e drastica riduzione delle emissioni specifiche di CO 2 ; la possibilità di sfruttamento di siti di produzione già esistenti a olio e/o carbone; la notevole riduzione degli spazi occupati. L entrata in produzione di nuove centrali a CC avrà un impatto rilevante sulle condizioni di funzionamento della rete di trasporto del gas. Considerando una durata equivalente al funzionamento a carico nominale almeno pari a h/anno, una centrale a CC da 400 MW consuma una quantità di gas pari a circa 280 MNm 3 /anno. Queste nuove installazioni hanno effetti concomitanti sia sulla rete di trasmissione nazionale dell energia elettrica (RTNE) che sulla rete di trasporto nazionale del gas (RTNG). Le nuove centrali a CC costituiscono rilevanti nodi di iniezione di potenza sulla RTNE, con ripercussioni sia sul funzionamento di breve periodo (operation) che sulla pianificazione della rete nel medio e lungo termine. Nello stesso tempo, l entrata in servizio di queste centrali si traduce nella presenza di gravosi nodi di carico concentrato sulla RTNG. Questo influenza il regime delle pressioni nodali nel funzionamento a breve termine e comporta la necessità di un espansione della rete nell ambito di una pianificazione sul lungo termine. Si può quindi prevedere che se il gas costituirà il combustibile principalmente utilizzato per la produzione di ener- La procedura per lo studio delle reti di trasporto del gas Un sistema di trasporto di gas naturale è costituito fondamentalmente da una rete di metanodotti, centrali di compressione, impianti di regolazione, miscelazione e misura, nonché altri impianti ausiliari, opportunamente connessi tra loro in punti denominati nodi. Al fine di realizzare un modello matematico per lo studio di questi sistemi, si sono considerati, in quanto componenti fondamentali, esclusivamente gasdotti e centrali di compressione. Nei nodi di entrata viene immesso in rete il gas proveniente da importazioni (metanodotti transfrontalieri e terminali di rigassificazione) o da campi di produzione nazionale; nei nodi di prelievo viene prelevato gas per alimentare singoli utenti (ad es. centrali turbogas) e/o distributori; infine in altri nodi sono collegati i campi di stoccaggio, indispensabili per il dispacciamento e come riserva strategica. Una rappresentazione schematica del sistema di trasporto del gas è mostrata in Figura 1. In regime stazionario e nell ipotesi di flusso unidimensionale, isotermo e fortemente turbolento, è possibile esprimere la portata Q P,kij in un condotto k che insista fra i nodi i e j nella forma: FIGURA 2 - Rete di trasporto meridionale: struttura attuale, potenziamenti previsti e nuovi punti di immissione 54 La Termotecnica Settembre 2007

4 52-57_TER_set_trovato-dicorato :09 Pagina 55 (1) del gas costante, per ogni nodo della rete la conservazione della massa si può esprimere in termini di bilancio dei flussi di gas, come: dove f è il coefficiente di attrito del gasdotto, D ij e L ij, rispettivamente, il diametro interno e la lunghezza (m), o la densità assoluta dell aria (kg/m 3 ) in condizioni standard, p o la pressione standard ( Pa), p i e p j le pressioni ai nodi i e j (Pa), T o la temperatura standard (288,15 K), T la temperatura media del gas (K) e Z il rapporto dei fattori di compressibilità alle temperature T e T o. La (1) descrive correttamente il comportamento dei flussi di gas nei metanodotti. I compressori sono necessari per il ripristino ai valori ottimali delle pressioni agli estremi delle condutture, per compensare l energia dissipata dall attrito viscoso. Questa operazione è effettuata in stazioni ubicate, per ragioni di ottimo tecnico-economico, ad intervalli di km, mediante compressori centrifughi, il cui diffuso impiego è giustificato dall elevata variabilità dei flussi da elaborare e dalle modeste variazioni che possono subire i rapporti di compressione (pari circa a 1,5), solitamente accoppiati con turbine a gas. Questa soluzione offre la possibilità di ridurre i costi operativi di esercizio della rete, garantendo anche un ampio range di funzionamento. Il contributo in regime permanente al funzionamento di una rete di trasporto di un compressore h posto tra i nodi i, in ingresso, e j, in uscita, può essere rappresentato mediante il volume di gas d hij prelevato al nodo i dalla turbina che lo aziona per sviluppare la potenza meccanica P hij necessaria a trattare il flusso Q C,hij che lo interessa (in media pari a circa lo 0,5 1% di Q C,hij ). Il prelievo d hij risulta nullo se al nodo i-esimo non è collegato alcun compressore o se la relativa turbina preleva gas dal nodo j. In generale il prelievo è rappresentabile con una funzione quadratica del tipo [8]: L espressione (2) è in genere e senza perdere di generalità, approssimata alla forma lineare: in cui: ove è il rapporto dei calori specifici, rispettivamente, a pressione e volume costante, Z(T i ) il fattore di compressibilità alla temperatura T i in ingresso al compressore; R la costante universale dei gas, pari a 0,5182 kj/(kg K); hij e hij sono rispettivamente il rendimento meccanico ed idraulico di trasformazione del gruppo turbina-compressore e b hij una costante di proporzionalità in Sm 3 /kw. Le equazioni (1) e (2), (4) rappresentano le equazioni di funzionamento dei lati costituenti una rete di trasporto del gas. È importante notare che nell equazione (1) il flusso Q P,kij in una tubazione è funzione esclusivamente delle pressioni p i e p j ai nodi estremi, mentre dalle equazioni (3) e (4) risulta che il prelievo di gas per l azionamento dei compressori d hij dipende non solo dalle pressioni in ingresso e in uscita, p i e p j, ma anche dal flusso Q C,kij nel compressore. Assegnando ai flussi un verso di percorrenza convenzionale, è possibile associare ad una rete comprendente n+1 punti di immissione e/o prelievo, p gasdotti e c compressori, un grafo orientato costituito da p+c lati e n+1 nodi. Supponendo la densità (2) (3) (4) dove Q Gi e Q Di sono rispettivamente il flusso iniettato e prelevato al nodo i-esimo. Le equazioni (5), eliminata quella relativa al nodo scelto come riferimento, sono esprimibili nella seguente forma matriciale: A p Q p (p)+a c Q c -Q-d(p,Q c )=0 (6) dove A P è la matrice di incidenza ridotta nodi-tubazioni associata al grafo della rete, di dimensioni (nxp), Q P è il vettore dei flussi nelle tubazioni, di dimensione (px1), A C rappresenta la matrice di incidenza nodi-compressori, di dimensioni (nxc), Q C il vettore dei flussi nei compressori, di dimensione (cx1), Q il vettore dei flussi netti iniettati nei nodi, di dimensioni (nx1). Gli elementi dell i-esimo nodo sono: Q i =Q Gi -Q Di i=1,2...n e d il vettore dei flussi prelevati dalle turbine ai nodi, di dimensione (n,1), a elementi Le (6) costituiscono un sistema di n equazioni in n+c incognite, n pressioni p ai nodi e c flussi Q C nei compressori. Affinché il sistema (6) ammetta soluzione è necessario assegnare altre c relazioni e/o valori ad alcune incognite. In particolare, assegnando le condizioni di funzionamento dei c compressori, si fissano per alcuni di essi pressioni in ingresso o in uscita o il rapporto di compressione, per altri i flussi che li attraversano. Inoltre si osservi che si possono individuare due tipologie di nodi: nodi di tipo Q per i quali è nota l iniezione Q i mentre è incognita la pressione p i ; nodi di tipo P, slack bus, per i quali è nota la pressione p i, che costituisce il riferimento per le altre pressioni, mentre è incognita l iniezione totale Q i. Assegnate n p pressioni ai nodi di tipo P e c condizioni di funzionamento dei compressori, risultano incognite solo le pressioni ai nodi di tipo Q e/o i flussi nei compressori. Di conseguenza, le incognite si riducono a n e il sistema (6) assume la forma: h(p*,q* c )=0 (7) ove p* e Q* c costituiscono, rispettivamente, il vettore delle pressioni nodali incognite e il vettore di flussi nei compressori. La (7) costituisce un sistema di equazioni algebriche non lineari che è possibile risolvere con una procedura iterativa [9]. Infine, a partire dalla domanda di gas ai vari nodi, il programma determina, quindi, le pressioni ai nodi, i flussi nei vari tronchi e i consumi di gas delle turbine. Il sistema di trasporto del gas nell Italia meridionale La procedura precedentemente illustrata è stata applicata per valutare alcuni scenari di sviluppo della rete di trasporto del gas dell Italia (5) La Termotecnica Settembre

5 52-57_TER_set_trovato-dicorato :09 Pagina 56 FIGURA 3 - Massima esportazione ammissibile verso il Centro-Nord FIGURA 4 - Massima variazione ammissibile dell esportazione verso il Centro-Nord TABELLA 4 - Nuove centrali a CC autorizzate dal MAP [11] Società Località Capacità Entrata [MW] in servizio Edison Candela (FG) Edison Altomonte (CS) Edison Simeri Crichi (CZ) Set Teverola (CE) Energia Modugno Modugno (BA) EniPower Brindisi Edison Orta di Atella (CE) Tirreno Power Napoli Levante Eurosviluppo Elettrica Scandale (KR) Tot. potenza installata meridionale. Si rileva che la rete meridionale presenta due soli punti di importazione (Figura 2), ubicati in Sicilia [6]: - Mazara del Vallo, cui perviene gas dall Algeria attraverso il gasdotto TMPC, con capacità di circa 80,5 MSm 3 /g, prevista aumentare di 5,5 MSm 3 /g al 2008; - Gela, per l importazione di gas dalla Libia per mezzo del gasdotto Greenstream, in build-up, che sarà in grado di trasportare, dagli attuali 22,5 MSm 3 /g, circa 25 MSm 3 /g entro il La realizzazione di quest ultimo progetto contribuirà ad aumentare la capacità di trasporto verso le regioni del centro-nord sino a circa 30 MSm 3 /g e permetterà la piena operatività dei nuovi punti di immissione quali il gasdotto IGI ed i nuovi terminali di rigassificazione. Negli scenari esaminati si sono considerate le seguenti ipotesi: a) i consumi finali di gas, nei diversi settori della domanda crescono ad un tasso annuo medio dell 1,5%, secondo le previsioni dall Enea [10] e dal MAP [3]; b) il piano di entrata in servizio delle nuove centrali a ciclo combinato si basa sulle autorizzazioni rilasciate dal MAP [11] ed è riportato nella Tabella 4; c) la produzione di gas naturale dai giacimenti interni si è supposta costante nel periodo di osservazione; d) nel dispacciamento dei quantitativi di gas immessi nella rete di trasporto nelle regioni meridionali (Figura 2) si è supposto obiettivo prioritario soddisfare la domanda locale. In regime di mercato elettrico liberalizzato, risulta non immediato valutare i consumi medi orari di gas di ciascun gruppo di produzione. Tuttavia, ritenendo opportuno considerare le condizioni più sfavorevoli per la rete del gas che alimenterà le stesse centrali, si è fatto riferimento ad assorbimenti di gas relativi al funzionamento al 90% della potenza nominale dei gruppi turbogas. Questa situazione risulta verosimile nelle ore di punta della domanda di energia elettrica. Per le stesse ragioni, si è assunta la contemporaneità di funzionamento dei nuovi gruppi di generazione elettrica previsti nel piano di avvio. Scenari considerati ed analisi dei risultati Sulla base dei piani di potenziamento precedentemente illustrati si sono esaminati, su un periodo di 10 anni, i seguenti scenari: - Scenario BASE, in cui si considera il sistema al 2006 (infrastrutture di trasporto e punti di immissione) inalterato per tutti gli anni del periodo di osservazione; - Scenario POT, in cui si è ipotizzata la realizzazione delle infrastrutture previste nel progetto Potenziamento Importazioni da Sud [6] e l ampliamento in due tranche, entro 2008, al fine di garantire una maggiore importazione presso i terminali di Gela e di Mazara del Vallo; - Scenario IGI-GNL, nel quale, oltre alle opere considerate nello scenario precedente, si suppone l entrata in servizio della nuova direttrice del progetto Rete Adriatica, dell IGI (al 2010) e dei rigassificatori di Taranto (al 2011) e di Gioia Tauro (al 2012). I risultati delle simulazioni sono riportati nelle Figure da 3 a 6. In particolare, in Figura 3, sono illustrati i massimi quantitativi di gas esportabili verso il centro-nord nei tre scenari esaminati. Nello scenario BASE, in assenza di ampliamenti e di nuovi punti di entrata, la massima quantità di gas esportabile verso il Centro-Nord si riduce a circa 50 MSm 3 /g, al Questa riduzione è attenuata nello scenario POT per la maggiore importazione dai terminali di Gela e Mazara del Vallo. Infine, nello scenario IGI-GNL, si osserva una inversione di tendenza, a partire dal 2010, attribuibile all entrata in servizio dei rigassificatori di Taranto e Gioia Tauro e del collegamento con la Grecia. Le variazioni di esportazione di gas verso il centro-nord sono state diagrammate in Figura 4, dove sono anche riportati i valori delle variazioni dell export complessivo. In Figura 5, si sono rappresentati le percentuali di utilizzo della capacità di trasporto sul tratto Tarsia-Palmi (in Calabria). Questa percentuale si riduce drasticamente al 2007 nel secondo e terzo scenario a causa del raddoppio del gasdotto in quel tratto e risale al 2008 per l aumento di importazio- 56 La Termotecnica Settembre 2007

6 52-57_TER_set_trovato-dicorato :09 Pagina 57 ne da Gela e Mazara del Vallo. A partire dal 2011 le due curve assumono andamenti notevolmente differenti. Nello scenario POT, l utilizzo della capacità di trasporto rimane praticamente inalterato dato che non intervengono altri cambiamenti in quel tratto della rete. Viceversa, nello scenario IGI-GNL, la capacità di trasporto della linea Tarsia-Palmi è pienamente utilizzata per effetto dell entrata in servizio, a partire dal 2012, del rigassificatore di Gioia Tauro. La Figura 6 riporta l andamento, per i tre scenari, del fattore di adeguatezza della rete di trasporto, inteso come rapporto tra flusso complessivamente esportato verso il Centro-Nord nel rispetto dei vincoli di rete e flusso trasferibile in assenza degli stessi. Allo stato attuale, le infrastrutture della porzione di rete in esame presentano una scarsa adeguatezza che rimane pressoché inalterata se, come si è supposto nello scenario BASE, non vengono effettuate opere di ripotenziamento. Nello scenario POT, infatti, grazie al raddoppio di alcuni tratti del metanodotto è possibile trasportare il gas disponibile, senza violare vincoli di capacità, anche in presenza dell aumento di flusso dovuto alle ulteriori importazioni da Gela e Mazara del Vallo. La rete quindi risulta adeguata. È necessario precisare, che questo non implica uno sfruttamento ottimale della rete in quanto, come si è già evidenziato dalle Figure 3 e 4, l export di gas verso il centronord continua a diminuire a causa dell entrata in servizio delle varie centrali a CC nell area meridionale. Nello scenario IGI-GNL, l indice di adeguatezza dopo aver raggiunto il valore massimo nei primi anni dell orizzonte temporale, comincia a diminuire a partire dal Questa diminuzione è ascrivibile all aumento della disponibilità di gas proveniente dai nuovi entrypoints che potrebbe ulteriormente essere esportata verso nord se le infrastrutture di rete lo permettessero. Conclusioni In questo lavoro, si sono analizzati diversi scenari di sviluppo della rete di trasporto del gas. Il sistema di trasporto in esame è stato dettagliato distinguendo tra punti di importazione, campi di produzione, gasdotti, centrali di compressione e nodi di prelievo. La fattibilità e l efficienza dell approccio proposto sono state testate sul sistema di trasporto dell Italia meridionale. I risultati delle simulazioni provano che le politiche nazionali, tese a soddisfare la crescente domanda di gas da parte dei vari settori, soprattutto per la produzione di energia elettrica, possono essere supportate in maniera determinante dall installazione di rigassificatori e dal potenziamento della rete di trasporto del gas. Questa soluzione, tra l altro, contribuisce a differenziare l offerta dell approvvigionamento del gas, creando alternative molto flessibili nella scelta del Paese importatore (in quanto a stabilità geopolitica), oltre a incrementare la competitività nel mercato del gas; ci si svincola dal percorso geopolitico dei gasdotti on-shore. Bibliografia [1] AEEG, Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull attività svolta [2] AEEG, Alessandro Ortis, Indagine conoscitiva sulle prospettive degli assetti proprietari delle imprese energetiche e sui prezzi FIGURA 5 - Percentuale di utilizzo della capacità di trasporto della linea Tarsia-Palmi FIGURA 6 - Indice di adeguatezza della rete di trasporto meridionale dell energia in Italia, atti dell Audizione alla Camera dei Deputati X Commissione Attività Produttive, Commercio e Turismo, Roma 19 gennaio [3] MAP, Direzione Generale dell Energia e le Risorse Minerarie, Osservatorio Statistico Energetico, Scenario tendenziale dei consumi e del fabbisogno al 2020, maggio [4] Commissione della Communità Europea, Commission staff working document, Technical Annexes to the Report from the Commission on the Implementation of the Gas and Electricity Internal Market, {COM(2004) 863 final}, 5 gennaio [5] AEEG, AGCM, IC22, Stato della liberalizzazione dei settori dell energia elettrica e del gas naturale, [6] Snam Rete Gas, ENI, Piano di realizzazione di nuova capacità e di potenziamento della rete di trasporto, 1 settembre [7] GRTN, Previsioni della domanda elettrica in Italia e del fabbisogno di potenza necessario, anni , settembre [8] Seungwon An, Quing Li, Thomas W. Gedra, Solving natural gas loadflow problems using electric loadflow techiniques, Proc. of North American Power Symposium, University of Missouri-Rolla [9] Dennis, J.E., Jr. and R.B. Schnabel, Numerical Methods for Unconstrained Optimization and Nonlinear Equations, Prentice- Hall Series in Computational Mathematics, Prentice-Hall, [10] ENEA, Rapporto Energia e Ambiente [11] MAP, DGERM, Rapporto trimestrale sull andamento delle autorizzazioni per centrali elettriche, aprile La Termotecnica Settembre