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Incentivi insensati’<br />
Rigassificatori senza pianificazione<br />
L’ondata di freddo della prima quindicina di febbraio e il conseguente incremento<br />
dei consumi energetici e in particolare di gas, ha scatenato giornali<br />
e riviste finanziati direttamente o indirettamente dalle lobby industriali<br />
– che spesso brillano per incompetenza e/o manipolazione della realtà –<br />
sul tema dell’assoluta necessità di realizzare il maggior numero di rigassificatori<br />
possibile, per affrontare gli eventi estremi che caratterizzano questi<br />
ultimi anni. Però ai due rigassificatori italiani di Panigaglia (onshore) e di<br />
Porto Viro (offshore) – entrambi normalmente sottoutilizzati – le gasiere<br />
non riuscivano ad arrivare a causa delle avverse condizioni meteo… Il<br />
tragico è che gli eventi estremi sono proprio la conseguenza del mutamento<br />
climatico in corso, causato dall’eccesso dei consumi di combustibili<br />
fossili, e dall’immissione intenzionale in atmosfera di gas dai pozzi da cui<br />
vengono estratti petrolio o carbone, o da perdite dai giacimenti di solo gas<br />
(il potenziale “effetto serra” del metano è 23 volte quello dell’anidride carbonica).<br />
Nell’estrazione di shale gas dagli scisti bituminosi, ad esempio, si<br />
riscontrano perdite di metano superiori al 10%.<br />
Gli insensati incentivi che l’Italia riconosce ai proponenti e ai gestori degli<br />
impianti di rigassificazione sono un classico esempio di investimento in<br />
progetti senza rischio d’impresa. La regolazione incentivante, che dura<br />
20 anni, stabilisce una garanzia di remunerazione che annualmente<br />
corrisponde a più di un decimo dell’investimento totale (v. Il gas naturale<br />
liquefatto per l’Europa IEFE, Università Bocconi, Milano). Tali incentivi<br />
valgono per gli impianti onshore, offshore e gli Fsru (unità galleggiante di<br />
immagazzinamento e di rigassificazione).<br />
Non valgono invece per le gasiere che ospitano a bordo, oltre ai serbatoi<br />
criogenici, anche l’impianto di rigassificazione, le cosiddette Lngrv (navi<br />
rigassificatrici di gas naturale liquefatto), note anche come Ebrv (navi<br />
rigassificatrici con ponte energetico).<br />
A causa della non incentivazione, le Lngrv – collaudate nel Golfo del Messico<br />
durante l’uragano Rita – in Italia non figurano fra i progetti presentati,<br />
benché ormai gli impianti fissi onshore e offshore, nelle relazioni dei centri<br />
Il ponte energetico (Energy bridge)<br />
6 konrad <strong>marzo</strong> 2012<br />
studi di imprese e dei dipartimenti universitari di ingegneria navale di tutto<br />
il mondo presentate alle annuali Offshore Technology Conference, siano<br />
considerati da tempo tecnologie superate. Sono in costruzione nei cantieri<br />
giapponesi e coreani per conto della Samsung, della Mitsubishi, della<br />
Daewoo, navi Lngrv da 260 mila mc.<br />
Se facciamo il punto sulla tanto decantata flessibilità di approvvigionamento,<br />
è opportuno vedere le tabelle aggiornate al 2010 (sito Eni):<br />
capacità di liquefazione nel mondo 361 miliardi di metri cubi, capacità di<br />
rigassificazione 770, cioè più del doppio; GasNatural si giocherà quindi<br />
ai dadi con le altre multinazionali il GNL da importare? In questo Paese<br />
le multinazionali – mancando il Piano Energetico Nazionale (l’ultimo aggiornamento<br />
risale al 1985) – possono chiedere di realizzare progetti al di<br />
fuori di qualsiasi logica programmatica.<br />
I gasdotti, seppur con riduzioni causate da particolari situazioni geopolitiche,<br />
sono in grado di importare in Italia oltre 90 miliardi di metri cubi di gas<br />
all’anno, mentre la capacità di stoccaggio attuale è di 15 miliardi di mc.<br />
L’Autorità dell’energia elettrica e del gas nel suo annuario considera necessari<br />
ulteriori impianti di stoccaggio (p.e. riutilizzo di vecchi giacimenti<br />
esauriti di metano) per accumulare il gas in periodi di ridotti consumi (i<br />
contratti pluriennali take or pay costringono talvolta ENI a non ritirare le<br />
quantità comunque pagate perché non in grado di collocarle). Tesi sostenuta<br />
anche da Leonardo Maugeri, ex alto dirigente dell’ENIi, (v. Con<br />
tutta l’energia possibile, Sperling&Kupfer), che mette in evidenza come<br />
nel mondo 150 miliardi di mc di gas su 3.200 consumati nel 2010 sono<br />
bruciati (gas flaring) o dispersi (gas venting) in atmosfera. Maugeri critica<br />
la fratturazione idraulica per estrarre lo shale gas, Con questa tecnologia<br />
invasiva gli Stati Uniti nel 2010 hanno estratto 100 miliardi di mc.<br />
Il gas naturale corrisponde al 33% dei consumi energetici primari in Italia.<br />
In momenti di crisi di approvvigionamento viene stimolata ad arte l’ansia<br />
della popolazione sul futuro energetico. Però senza un Piano Energetico<br />
Nazionale che inquadri le necessità reali, gli investimenti necessari, la<br />
scelta delle tecnologie e dei siti e le valutazioni dell’impatto dei singoli<br />
progetti e del piano nel suo complesso, e che dia la massima attenzione<br />
a una seria politica di risparmio ed efficienza energetica, non è serio che<br />
siano le chiacchiere su “serve questo serve quello” a individuare il fabbisogno<br />
di ”oro azzurro” in Italia.<br />
Lino Santoro<br />
Il ponte energetico è l’apparato tecnologico che, collocato a prua o a poppa della nave, funziona da scambiatore<br />
termico per portare il GNL (gas naturale liquefatto) in fase gassosa. Nel sistema di riscaldamento<br />
a ciclo aperto, su fondali profondi, circola acqua marina, mentre su bassi fondali si opera a circuito chiuso<br />
(in cui circola un fluido diatermico) utilizzando, per gassificare il GNL, i gas di combustione del metano di<br />
boiloff (gas che si libera all’interno dei serbatoi criogenici). Lo scarico del gas naturale avviene al largo (a<br />
20 - 30 km da riva) attraverso una boa sommersa (Submerged Turret Mooring torretta sommersa e ancorata),<br />
tecnologia ereditata dalle piattaforme estrattive offshore, e applicata dalla norvegese APT Global Marine<br />
Services LLC. Nella STM vengono monitorati e regolati temperatura, pressione e flusso. La STM viene issata dal fondo e inserita in un corrispondente<br />
spazio conico predisposto nella parte sommersa della nave. La boa è permanentemente ancorata al fondo ed è collegata con un sistema di tubature, di cui<br />
la prima parte è flessibile, al gasdotto che fa fluire il gas nella rete a terra. La velocità di rigassificazione con le attuali STM è di 14 milioni di metri cubi di gas<br />
al giorno. Con gasiere da 140 mila mc di GNL (che corrispondono a 84 milioni di mc di gas naturale) lo scarico avviene in 6 giorni, ma con le nuove APT la<br />
velocità potrebbe raddoppiare. In questo caso le Lngrv da 260 mila mc di GNL, che stanno per essere varate, impiegherebbero da 12 a 6 giorni. Da queste<br />
gasiere potrebbe venir messa in rete una quantità di gas doppia, rispetto a quella contenuta nei due serbatoi criogenici previsti nel progetto del rigassificatore<br />
di GasNatural a Trieste-Zaule.