1 CONTESTUALIZZAZIONE DELLO SVILUPPO SOSTENIBILE 1.1 Progresso e sviluppo umano
2 IL QUADRO DELLO SVILUPPO DELLE TECNOLOGIE ENERGETICHE
2.1 Nuove tecnologie nuove progettazioni e relative efficienze migliorate
Gli operatori energetici sono sempre più orientati a soluzioni impiantistiche che fanno ricorso all’accoppiata “gas naturale-cicli combinati gas/vapore” per gli evidenti vantaggi energetici, economici, strategici, ecologici che esse offrono [24-28].
Fino al 1987, era evidente la marginalità delle turbine a gas: nelle grandi centrali di generazione elettrica venivano ordinati impianti con turbine a vapore al ritmo di circa 50000 MW/anno (con punte superiori a 100000 MW), mentre gli impianti con turbine a gas erano di circa 10000 MW/anno (con un paio di punte vicino ai 15000 MW).
Nel biennio 1990/1991, per la prima volta, gli ordini di turbine a gas (52430 MW) hanno superato in termini di potenzialità globale quelli delle turbine a vapore (macchine destinate al
recupero di calore dalle turbine a gas in cicli combinati e macchine di centrali alimentate da carbone, olio, gas, legna, fonti geotermiche e da reattori nucleari).
Il trend è irreversibile, per il rendimento elevato e l’utilizzo di un combustibile “pulito” quale il metano, che permette di abbattere le emissioni di CO2 rispetto alle soluzioni convenzionali, e
interessa i grandi costruttori di turbine a gas di grande taglia (General Electric, Siemens KWU, Asea Brown Boveri e Fiat/Mitsubishi/Westinghouse) e il maggiore “packager” di turbine di derivazione aeronautica (Stewart & Stevenson).
D’altra parte, considerati gli attuali costi dei combustibili, è evidente che i cicli combinati alimentati da gas naturale rappresentano la modalità più economica per generare energia rispettando le normative ecologiche e di sicurezza oggi in vigore nei Paesi più avanzati: alla convenienza e al consenso pubblico fanno ostacolo unicamente fattori economici (costo del gas naturale) ed eventuali difficoltà di approvvigionamenti nel medio/lungo termine (a cui è possibile ovviare trasformando un ciclo combinato, inizialmente operante a gas naturale, in un impianto di gassificazione del carbone integrato con ciclo di potenza combinato).
Al fine di fronteggiare i futuri scenari energetici particolarmente impegnativi in relazione alla scarsità di approvvigionamento energetico e ai consumi incrementati, i governi mondiali devono prendere in seria considerazione la necessità di definire programmi energetici nazionali, sia su scala locale che su scala globale. Per tale ragione, l’attenzione deve essere concentrata su rinnovabili già in fase di sfruttamento (eolico, solare, moto ondoso, maremotrice, biomassa) e su specifiche energie rinnovabili per le quali la prospettiva di un futuro sviluppo offra ancora margini di incremento, ma anche su tecnologie che possano garantire un migliore e più efficiente sfruttamento delle risorse energetiche primarie, siano esse rinnovabili o non rinnovabili.
La chance di vincere effettivamente la sfida del progresso sostenibile è fortemente correlata a due pietre miliari nello sviluppo di nuove tecnologie energetiche che possono essere così descritte:
1) implementare nuove tipologie di progettazione e concetti innovativi che stiano alla base dei dispositivi di conversione energetica (al fine di sfruttare la risorsa energetica primaria in modo migliore o con rendimento aumentato);
2) sviluppare tradizionali dispositivi di conversione energetica il cui rendimento sia ormai soggetto a un costante incremento per progressivo miglioramento di una tecnologia matura nel corso degli anni (al fine di ridurre la percentuale di energia persa durante il processo di conversione).
Con particolare riferimento ai cicli combinati gas-vapore, nuove tecnologie sono in grado di raggiungere entrambi gli obiettivi. Il passaggio da cicli a vapore puri a cicli combinati risale al 1989, con un incremento negli ordini di acquisto di turbine a gas commissionate per il repowering di impianti termoelettrici di grandi dimensioni. In tal caso specifico, lo sviluppo di nuove tecnologie ha condotto ai seguenti vantaggi:
a) rendimenti globali superiori al 50% e su base previsionale fino al 55% negli anni successivi (obbiettivo previsionale di fatto realizzato alla data corrente);
b) combustibile costituito da gas naturale capace di abbattere le emissioni di NOX e
SOX ai livelli più bassi, repowering migliorativo per vecchi cicli vapore a bassa efficienza,
riduzione dei costi per la generazione elettrica, e ancora incremento della temperatura massima del ciclo (incremento fino a 15 °C/anno), incremento del rapporto di compressione, tecniche di raffreddamento delle pale per il sostentamento delle temperature incrementate, nuovi materiali ceramici per le pale medesime.
2.2 Nuove fonti energetiche primarie (LNG)
L’abbondanza delle riserve e la versatilità di utilizzazione fanno del gas naturale una fonte energetica di primaria importanza, destinata a sostituire il carbone.
L’interesse per il gas naturale, usato in impianti a ciclo combinato, è originato da preoccupazioni ambientali e dalla necessità di contrastare la minaccia di un cambiamento climatico attraverso la riduzione delle emissioni di biossido di carbonio e di altri gas serra.
L’espansione del mercato del gas (soprattutto verso Paesi quali la Cina, l’India, il Giappone) dovrà necessariamente accompagnarsi a un deciso cambiamento delle modalità di trasporto: da approvvigionamenti via terra, attraverso gasdotti anche con imponenti tracciati sottomarini, si passerà al predominio di un traffico via mare, su grandi distanze, per il quale sarà necessario ricorrere largamente ai processi di liquefazione del gas.
Una delle principali risorse energetiche, di particolare rilevanza, che possa essere considerata una risorsa competitiva in relazione ai combustibili fossili tradizionali e alle comuni energie rinnovabili, è costituita dall’LNG (Liquefied Natural Gas - it. GNL, Gas Naturale Liquido). Il gas liquido è fondamentalmente composto da gas naturale portato alla sua temperatura di condensazione (-162 °C), senza alcuna compressione che accompagni il processo di liquefazione, con una riduzione di volume specifico pari a 1/610 rispetto alle condizioni standard dello stato aeriforme. Il combustibile nel suo stato liquido viene immagazzinato presso il sito di produzione, o un sito di immagazzinamento limitrofo, a una pressione prossima a quella atmosferica; viene quindi trasportato dal sito di produzione al sito di distribuzione in forma liquida via mare mediante l’impiego di navi metaniere specifiche per LNG e, successivamente, viene fatto rievaporare alla forma gassosa attraverso un processo di rigassificazione (con rigassificatore usualmente posizionato all’inizio di una linea di metanodotto nazionale), o ancora distribuito in forma liquida dal sito di produzione a quello di distribuzione mediante camion cisterna o piccole navi cisterna di cabotaggio [28-32].
Anche se caratteristiche, tecnologie, modalità di trasporto, fattori economici e vantaggi energetici dell’impiego dell’LNG saranno approfonditamente discussi in sezioni successive del presente lavoro, è importante qui sottolineare alcune proprietà del gas liquido che fanno dell’LNG uno dei candidati combustibili fossili più promettenti per affrontare la sfida energetica del futuro.
Attraverso il processo di liquefazione, l’LNG può raggiungere un livello di purezza di gran lunga superiore a quello del gas naturale standard: essendo i suoi componenti principali costituiti fondamentalmente da metano – e in percentuali ridotte etano, propano butano –, le più comuni impurezze (quali mercurio, idrogeno, zolfo e metalli pesanti), che rappresentano un contaminante, sono eliminate durante il processo di liquefazione. In particolare, la quantità di zolfo contenuta, prossima allo zero, rende tale combustibile una valida alternativa a oli combustibili medi e pesanti, e al diesel, comunemente impiegati per processi energetici e trasporti, le cui emissioni in termini di SOX sono il principale fattore responsabile dell’inquinamento atmosferico da piogge acide, e per
questa ragione sono sottoposte a costante normativa di regolamentazione e limitazione a livello internazionale.
Le riserve di petrolio e gas naturale sono soggette a costante sfruttamento, e a nuove individuazioni di giacimenti in tutto il mondo, grazie a miglioramenti nella tecnologia esplorativa dei giacimenti di idrocarburi. Pertanto, la comune previsione che le riserve di petrolio siano destinate all’esaurimento nel giro di pochi decenni deve essere rivista, e i combustibili fossili possono essere ancora considerati una componente dominante del mix energetico di un paese industrializzato.
Con specifico riferimento alle modalità di trasporto dai Paesi produttori di gas ai Paesi consumatori, deve essere notato che i limiti geografici e le instabilità politiche costituiscono, e sempre costituiranno, un fattore chiave: ne segue che la costruzione di nuovi metanodotti internazionali può andare incontro alla necessità di superamento di difficoltà politiche e può risultare antieconomica dal punto di vista del costo dell’investimento. La possibilità di trasferire gas naturale nella sua forma liquida via mare senza limiti geografici, così come si è fatto per decenni attraverso navi petroliere, è una strada alternativa promettente per il trasporto intercontinentale di tale forma di combustibile fossile.
Con specifico riferimento al prezzo dell’LNG, gli analisti convergono nella tesi che, a parità di contenuto energetico, il prezzo dell’LNG è di gran lunga inferiore a quello di prodotti petroliferi da raffinazione per uso analogo (ad uso combustibili), e ancor di più a quello previsto per prodotti petroliferi ulteriormente raffinati e specificamente progettati per essere adeguati ai futuri requisiti di emissione imposti dai limiti internazionali.
In ultima analisi, ma per questo non di minore importanza, l’LNG è uno dei candidati più promettenti per essere in linea con i requisiti stabiliti nel protocollo di Kyōto, al fine di ridurre su base globale le emissioni di CO2, responsabile dell’effetto serra. Da un punto di vista
combustionistico, soltanto l’idrogeno può azzerare le emissioni di CO2, ma la sua tecnologia di
impiego su larga scala è ancora lontana dall’aver raggiunto un’operatività piena e corrente. Nella combustione di un combustibile fossile, la più bassa produzione molare di gas serra CO2 è raggiunta
per alti rapporti idrogeno/carbonio nella composizione della catena idrocarburica della molecola del combustibile. In virtù della sua composizione, molto vicina al 100% di metano, l’LNG è paragonabile a metano puro in termini di combustione stechiometrica, e quindi è capace di garantire livelli emissivi di CO2 paragonabili a quelli del metano.
La tecnologia LNG è attualmente oggetto di studio approfondito e la supply chain è prevista in forte sviluppo a tasso costante, valutabile nel 15-20% del commercio mondiale di gas entro il 2020. Alla data del 2004, alla tecnologia GTL (gas-to-liquid), attraverso la liquefazione e rigassificazione del gas naturale, è riconducibile più del 25% del trasporto di gas mondiale, con gli impianti di liquefazione primariamente localizzati in Estremo Oriente, Canada, e USA. Nel 2003, l’LNG rappresentava il 27% di tutto il gas importato a livello globale.
I principali Paesi esportatori risultano essere: Indonesia (23%), Algeria (16,6%), Malaysia (13,8%), Qatar, Trinidad, Tobago, Nigeria, Australia, Brunei, Oman, UAE, USA, Libia. I principali Paesi importatori risultano essere: Giappone (47% della quota di mercato), Corea del Sud (15,5%), Spagna (8,9%), USA (8,5%), Francia, Taiwan, Italia, Turchia, Belgio, Portogallo, Grecia, Repubblica Dominicana e Porto Rico.
Una nuova tecnologia, attualmente in sviluppo in USA e Canada, fortemente dipendente dalla sfruttabilità dei giacimenti di idrati di metano – e dalla reale accessibilità di essi nelle zone polari e nella tundra (attualmente interessate dallo scioglimento dei ghiacci e dal decongelamento del terreno a causa del surriscaldamento globale) – è usualmente definita come tecnologia Gas-To-Solid e si potrà rivelare una valida tecnologia di trasporto del gas per il futuro.
L’Italia è un Paese consumatore, e attualmente ha tre rigassificatori in funzione (Rigassificatore di Panigaglia, Terminale GNL Adriatico e OLT Offshore LNG Toscana) e altri progetti in corso di valutazione.
Sono in fase di costruzione o di progetto diversi impianti per la produzione di LNG, che rivestono una notevole importanza:
- impianto LNG YAMAL in seguito ad accordo tra Russia e Cina per produrre LNG destinato prevalentemente alla Cina;
- impianti LNG in USA (Texas e Louisiana) entrati in funzione a partire dal 2016 per tutto il decennio 2016-25;
- ipotesi di un impianto LNG ENI in Egitto nel campo metanifero di Zohr scoperto dall'ENI nel 2015;
- ipotesi su nuovi progetti relativi al gas naturale in Iran, del quale possiede le maggiori riserve a livello mondiale (pari al 18,2% del totale), sia attraverso gasdotti che via LNG. Con riferimento all’aspetto tecnico economico, la catena dell’LNG è costituita da una ben specifica sequenza di step definiti: 1) estrazione dal giacimento metanifero nell’entroterra del paese esportatore e trasporto del gas a livello costiero; 2) trattamento del gas per portarlo alle condizioni richieste dal processo di liquefazione; 3) processo di liquefazione; 4) immagazzinamento dell’LNG a livello costiero; 5) carico dell’LNG sulle navi metaniere e trasporto dello stesso via mare; 6)
scarico delle navi metaniere e immagazzinamento dell’LNG sulla costa del paese importatore; 7) rigassificazione e distribuzione del gas con immissione alle linee di distribuzione dei metanodotti interni.
L’impianto di liquefazione e di rigassificazione può essere offshore o onshore, realizzato quest’ultimo presso strutture portuali, onde poter usufruire del supporto tecnico e logistico.
Per la sopraccitata catena dell’LNG, gli impianti costituenti il processo di liquefazione sono responsabili per il 42% dei costi di investimento stimati, le metaniere per il trasporto dell’LNG sono responsabili per il 30% dei costi stimati, mentre gli impianti necessari al processo di rigassificazione occupano il 15% della quota dei costi di investimento.