SCUOLA DI INGEGNERIA
Dipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi, del Territorio e
delle Costruzioni
Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica
Impianto di generazione con recupero di
exergia da GNL per l’elettrificazione delle
banchine di un’area portuale
Relatori Candidato
Prof. L. Ferrari Giada Tosi
Ing. A. Baccioli
Ing. G. Pasini
Ing. A. Bischi
I
Oggi l’elettrificazione delle banchine dei porti e il recupero del contenuto exergetico dal GNL sono due temi di rilevante interesse nell’ambito della comunità scientifica. Nell’ottica di svincolare la domanda di energia, per il cold-ironing di un’area portuale, dalla rete elettrica nazionale e contemporaneamente migliorare l’efficienza del processo di rigassificazione, in questo lavoro di tesi è stato proposto un sistema integrato per la produzione di energia elettrica e la rigassificazione del GNL. Tale impianto è costituito da quattro sottosistemi: un gruppo turbogas; un ciclo Rankine organico transcritico a CO2; un’unità per il raffreddamento dell’aria
in ingresso al gruppo turbogas; un’unità di espansione diretta del gas naturale. Su di esso è stato condotto uno studio in condizioni di off-design, al variare sia del carico elettrico dell’impianto che della portata di GNL da rigassificare. Il modello dell’impianto è stato realizzato attraverso l’utilizzo del software Aspen HYSYS, con il quale è stato implementato anche un controllo ottimizzato dell’impianto, basato sulla massimizzazione della potenza elettrica prodotta.
Le prestazioni del sistema in condizioni di off-design sono state analizzate sulla base del rendimento elettrico e di quello di secondo principio. I risultati ottenuti dalle simulazioni hanno mostrato che il sistema mantiene un’efficienza elevata in un ampio range di carichi e condizioni operative. Come era prevedibile, i rendimenti massimi si ottengono durante il funzionamento con portata di GNL massima, con valori medi dei rendimenti al variare del carico, rispettivamente, del 62,10% per il rendimento elettrico e del 47,22% per il rendimento di secondo principio.
In ultima analisi, sulla base dei risultati ottenuti e dalla conoscenza della domanda di energia elettrica del porto, è stato analizzato il funzionamento del sistema durante una giornata tipo ed è stato effettuato un confronto con il caso di prelievo dalla rete elettrica nazionale, sia in termini di costi, legati al consumo di energia, che di emissioni di CO2 equivalente. In questo caso si è
verificato che il sistema riesce a seguire la curva di carico giornaliera mantenendo un rendimento medio elevato, pari al 61,10%. Inoltre, permette una riduzione dei costi pari al 42,30% e una riduzione delle emissioni di CO2 del 14,42% rispetto ad un ciclo combinato
II
Elenco delle figure... IV Elenco delle tabelle ... VII Nomenclatura ... VIII INTRODUZIONE ... VIII
CAPITOLO 1. IL PROBLEMA DELL’ELETTRIFICAZIONE DEI PORTI ...3
1.1. Il trasporto marittimo... 3
1.2. Quadro normativo... 5
1.2.1. Normative internazionali ... 6
1.2.2. Normative europee ... 8
1.2.3. Normative italiane ... 10
1.3. La tecnologia del cold-ironing ... 10
1.3.1. Requisiti tecnici del cold-ironing ... 11
1.3.2. Vantaggi e svantaggi del cold-ironing ... 12
1.3.3. Il cold-ironing nel mondo ... 14
CAPITOLO 2. IL GAS NATURALE LIQUEFATTO ...17
2.1. Il mercato del gas naturale liquefatto ... 17
2.2. Proprietà chimico-fisiche del gas naturale liquefatto ... 19
2.3. Il processo di rigassificazione ... 21
2.3.1. Vaporizzatori ORV ... 22
2.3.2. Vaporizzatori SCV ... 23
2.3.3. Vaporizzatori AAV ... 24
2.3.4. Vaporizzatori IFV ... 26
2.4. Il potenziale exergetico del gas naturale liquefatto ... 27
2.4.1. L’exergia fisica del gas naturale liquefatto ... 29
CAPITOLO 3. STATO DELL’ARTE DEI SISTEMI PER IL RECUPERO DI EXERGIA DAL GNL.32 3.1. Sistemi di potenza per il recupero dell’exergia dal GNL ... 33
3.1.1. Cicli ad espansione diretta ... 34
3.1.2. Cicli Brayton ... 36
3.1.3. Cicli ORC (Organic Rankine cycle) ... 41
3.1.4. Cicli combinati ... 46
3.1.5. Cicli Kalina... 49
3.2. Sistemi per scopi diversi da quelli di potenza ... 51
3.3. Vantaggi e svantaggi legati al recupero di energia dal GNL ... 54
III
4.2. Contesto del generico porto europeo ... 59
4.3. Il fabbisogno elettrico giornaliero del porto ... 60
4.3.1. Terminal commerciale ... 62
4.3.2. Terminal rinfuse ... 63
4.3.3. Terminal passeggeri ... 64
4.3.4. Operatori portuali ... 64
4.3.5. Consumi totali ... 66
4.4. Il layout impiantistico scelto ... 66
4.4.1. Descrizione del funzionamento dell’impianto ... 71
CAPITOLO 5. METODOLOGIA ...74
5.1. Modello in condizioni di design ... 74
5.1.1. Ipotesi iniziali ... 75
5.1.2. Realizzazione dell’impianto su Aspen HYSYS ... 77
5.1.3. Parametri di performance ... 79
5.2. Modello per l’analisi in off-design ... 80
5.2.1. Modellazione del gruppo turbogas ... 81
5.2.2. Modellazione delle turbine a CO2 e GN ... 83
5.2.3. Modellazione degli scambiatori di calore ... 87
5.2.4. Modellazione delle pompe ... 90
5.3. Strategia di controllo ... 93
CAPITOLO 6. RISULTATI...96
6.1. Prestazioni dell’impianto in off-design ... 96
6.2. Applicazione al caso studio del porto ... 106
6.2.1. Costi annuali e CO2 equivalente ... 108
CONCLUSIONI E SVILUPPI FUTURI...111
Bibliografia ...113
Appendice A: Diagramma di flusso dell’impianto (realizzato su Aspen HYSYS) ...120
Appendice B: Valori dei parametri nelle simulazioni in off-design con portata di GNL inferiore a quella nominale ...121
IV
Figura 1.1: Andamento dei volumi commercializzati nel periodo 1980-2019, in base alla tipologia di
merci [2]. ... 4
Figura 1.2: Configurazione standard per l’erogazione di energia elettrica da terra alle navi [14]. ... 11
Figura 2.1: Filiera del GNL [28]. ... 21
Figura 2.2: Schema semplificato Open Rack Vaporiser [20]. ... 22
Figura 2.3: Schema semplificato Submerged Combustion Vaporiser [20]. ... 24
Figura 2.4: Schema semplificato Ambient Air Vaporizer [31]. ... 25
Figura 2.5: Schema semplificato di un Intermediate Fluid Vaporizer con acqua di mare [32]. ... 27
Figura 2.6: Schema di un processo di rigassificazione [35]. ... 30
Figura 2.7: Andamento dell’exergia fisica del GNL al variare della temperatura ambiente e della pressione di rigassificazione [33]. ... 31
Figura 3.1: Livelli di temperatura delle applicazioni che sfruttano l’exergia di temperatura del GNL [28]. ... 33
Figura 3.2: Schema semplificato di un tipico impianto per l’espansione diretta del gas naturale [38]. 34 Figura 3.3: Schema semplificato di un ciclo Brayton aperto con raffreddamento dell’aria [35]. ... 37
Figura 3.4: Schema semplificato ciclo Brayton chiuso con raffreddamento del fluido di lavoro ed espansione diretta del gas naturale [35]... 38
Figura 3.5: Schema semplificato del processo con due cicli Brayton in cascata [44]. ... 39
Figura 3.6: Schema semplificato di un ciclo Brayton chiuso con due stadi di compressione e interrefrigerazione [35]... 40
Figura 3.7: Schema semplificato ciclo Brayton aperto con tecnologia mirror gas turbine [48]. ... 41
Figura 3.8: Schema semplificato di un ciclo ORC semplice (a) e rigenerativo (b) [35]. ... 43
Figura 3.9: Schema semplificato di un ciclo ORC combinato a cascata (a) e di un ciclo ORC combinato con uguale temperatura della sorgente calda e diversa temperatura della sorgente fredda (b) [35]. ... 45
Figura 3.10: Schema semplificato di un ciclo combinato Brayton-Rankine con recupero di exergia dal GNL ed espansione diretta del gas naturale [35]. ... 46
Figura 3.11: Schema semplificato di un ciclo combinato composto da un ciclo Brayton chiuso e un ciclo ORC [58]. ... 48
Figura 3.12: Schema semplificato di un ciclo combinato con recupero di calore di scarto di basso livello [35]. ... 49
Figura 3.13: Schema semplificato di un ciclo Kalina con miscela acqua-ammoniaca ed espansione diretta del GN [35]. ... 49
Figura 3.14: Schema semplificato di un ciclo Kalina con miscela di C3H8 – CF4 e diretta espansione del GN [63]. ... 51
V
Figura 4.4: Andamento della potenza assorbita dagli operatori portuali in ciascun terminal. ... 65
Figura 4.5: Potenza assorbita dal cold-ironing, dagli operatori portuali e dal porto durante una giornata tipo. ... 66
Figura 4.6: Turbina a gas LM6000 GE [78]. ... 68
Figura 4.7: Schema semplificato dell’impianto considerato. ... 73
Figura 5.1: Andamento del rendimento, della potenza, della temperatura e della portata dei fumi a carico parziale. ... 82
Figura 5.2: Andamento della portata di combustibile e di aria in ingresso al variare del carico del gruppo turbogas. ... 83
Figura 5.3: Curve caratteristiche di una turbina (il suffisso 03 e 04 indica l'ingresso e l'uscita della turbina) [82]. ... 84
Figura 5.4: Curve caratteristiche della turbina a CO2 determinate a partire da formule empiriche semplificate. ... 86
Figura 5.5: Curve caratteristiche della turbina a GN determinate a partire da formule empiriche semplificate. ... 87
Figura 5.6: Tipiche curve caratteristiche di una pompa centrifuga [85]... 90
Figura 5.7: Punto di funzionamento di una pompa centrifuga [86]. ... 91
Figura 5.8: Curve caratteristiche della pompa GNL1 in condizioni di progetto. ... 93
Figura 6.1: Andamento delle potenze al variare del carico elettrico dell’impianto con portata di GNL massima del 100%. ... 97
Figura 6.2: Andamento dei rendimenti al variare del carico elettrico dell’impianto con portata di GNL massima del 100%. ... 97
Figura 6.3: Andamento delle potenze al variare del carico elettrico dell’impianto con portata di GNL massima del 90%. ... 101
Figura 6.4: Andamento dei rendimenti al variare del carico elettrico dell’impianto con portata di GNL massima del 90%. ... 101
Figura 6.5: Andamento delle potenze al variare del carico elettrico dell’impianto con portata di GNL massima del 80%. ... 102
Figura 6.6: Andamento dei rendimenti al variare del carico elettrico dell’impianto con portata di GNL massima del 80%. ... 102
Figura 6.7: Andamento delle potenze al variare del carico elettrico dell’impianto con portata di GNL massima del 70%. ... 103
Figura 6.8: Andamento dei rendimenti al variare del carico elettrico dell’impianto con portata di GNL massima del 70%. ... 103
VII
Tabella 1.1: Confronto tra i fattori di emissione legati ai motori a bordo e alla generazione di elettricità
a terra [14]. ... 12
Tabella 1.2: Porti che utilizzano il cold-ironing [17]. ... 16
Tabella 2.1: Composizione in % molare di GNL [20]. ... 20
Tabella 3.1: Caratteristiche fisiche, ambientali e di sicurezza dei fluidi di lavoro per cicli ORC [35]. 42 Tabella 3.2: Impianti di potenza con recupero exergetico dal GNL presenti in Giappone [35]. ... 56
Tabella 4.1: Potenza assorbita da varie tipologie di navi durante lo scalo in porto [73]. ... 61
Tabella 4.2: Indicatori KPI in funzione della tipologia di traffico [70]. ... 62
Tabella 4.3: Consumo elettrico annuale operatori portuali. ... 65
Tabella 4.4: Consumo giornaliero per gli operatori portuali di ciascun terminal. ... 65
Tabella 4.5: Specifiche tecniche turbina a gas LM6000 GE [78]. ... 68
Tabella 5.1: Valori nominali delle caratteristiche della turbina a gas LM6000 GE alla temperatura ambiente di 8 °C. ... 75
Tabella 5.2: Composizione dei fumi in uscita dalla turbina a gas. ... 76
Tabella 5.3: Composizione dell’aria in ingresso all’unità di raffreddamento dell’aria. ... 76
Tabella 5.4: Componenti e modelli utilizzati per la creazione del modello dell’impianto. ... 77
Tabella 5.5: Variazione dei parametri della LM6000 GE al variare del carico del gruppo turbogas. ... 83
Tabella 5.6: Parametri ridotti e adimensionali per la realizzazione delle curve caratteristiche di una turbina... 84
Tabella 5.7: Valori di design delle turbine per l’espansione della CO2 e del GN. ... 86
Tabella 5.8: Coefficienti utilizzati per la realizzazione delle curve caratteristiche delle turbine a CO2 e GN. ... 86
Tabella 5.9: Coefficienti di scambio medio, coefficiente di scambio globale e superficie di scambio in condizioni di nominali. ... 89
Tabella 5.10: Valori di input per la generazione delle curve caratteristiche delle pompe presenti nell’impianto. ... 92
Tabella 5.11: Variabili primarie scelte per il controllo ottimizzato dell’impianto. ... 94
Tabella 6.1: Parametri di performance ai carichi parziali con portata di GNL massima del 100%. ... 96
Tabella 6.2: Portate ai carichi parziali con portata di GNL massima del 100%. ... 98
Tabella 6.3: Variabili di processo ai carichi parziali con portata di GNL massima del 100%. ... 99
Tabella 6.4: Grandezze che descrivono il funzionamento dell’impianto nella giornata tipo. ... 107
VIII
Nomenclatura
𝑇 Temperatura [°C] 𝑃 Pressione [bar] 𝑒𝑥 Exergia massica [kJ/kg] ℎ Entalpia massica [kJ/kg] 𝑠 Entropia massica [kJ/kg K]𝑃𝐶𝐼 Potere calorifico inferiore [kJ/kg]
𝑐𝑃 Calore specifico a pressione costante [kJ/kg K]
𝑚̇ Portata massica [kg/s] 𝑊̇ Potenza [kW]
𝑛 Numero di giri [giri/min]
𝑁 Numero di giri ridotto [(giri/min)√𝐾] 𝑁̇ Numero di giri adimensionale
𝐺̇ Portata ridotta adimensionale 𝑄̇ Potenza termica [kW]
𝑈 Coefficiente di scambio termico globale [W/ m2 K]
ℎ Coefficiente di scambio convettivo [W/m2 K]
𝐴 Area [m2]
𝐹 Fattore correttivo dello scambiatore di calore 𝑄 Portata volumetrica [m3/h]
𝐻 Prevalenza [m]
Lettere greche Δ Differenza
𝜑 Rapporto tra l’exergia chimica e il potere calorifico di un combustibile
𝛽 Rapporto di espansione 𝜂 Rendimento
𝜙 Portata ridotta [(kg/s)√𝐾/ bar]
Apici 𝑄 Termica Δ𝑇 Differenza di temperatura Δ𝑃 Differenza di pressione Pedici 𝑜 Stato ambiente 𝑘 Cinetica 𝑝 Potenziale 𝑝ℎ Fisica 𝑐ℎ Chimica 𝐺𝑁 Gas naturale
𝐺𝑁𝐿 Gas naturale liquefatto 𝑖𝑛 Ingresso 𝑜𝑢𝑡 Uscita 𝑡𝑔 Turbogas 𝑐𝑜𝑚𝑏 Combustibile 𝑡 Turbina 𝑑𝑒𝑠 Design 𝑚𝑙 Media logaritmica 𝑜𝑓𝑓 Off-design 𝑒𝑙 Elettrico 𝐼𝐼 Secondo principio 𝐷𝐸 Diretta espansione 𝐶𝑂𝑁𝐷 Condensatore 𝐸𝑉𝐴 Evaporatore 𝑃. Pompa
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INTRODUZIONE
Oggigiorno, grazie all’attenzione sempre maggiore verso il fenomeno del riscaldamento globale e l’impatto ambientale prodotto da inquinanti locali, come NOx e SOx, il problema
dell’inquinamento atmosferico nelle aree portuali sta diventato sempre più rilevante. La principale causa di tale inquinamento è da attribuire alle emissioni generate dai generatori elettrici delle navi durante lo scalo in porto. L’elettrificazione delle banchine può permette di ridurre tali emissioni grazie all’alimentazione da terra delle navi. Questa tecnologia, sebbene negli ultimi anni abbia attirato molta attenzione a livello internazionale, richiede di fornire alle banchine una notevole quantità di energia elettrica dalla rete, soprattutto nell’ottica di alimentare un numero crescente di navi. Contemporaneamente, l’aumento della domanda di GNL ha portato ad un incremento della capacità di rigassificazione nel mondo. Proprio lo studio di tale processo ha posto una crescente attenzione sul recupero del contenuto exergetico dal GNL.
Nel presente lavoro di tesi viene proposto un sistema integrato per la produzione di energia elettrica e la rigassificazione del GNL, nell’ottica di svincolare l’elettrificazione delle banchine di un’area portuale dalla rete nazionale e contemporaneamente sfruttare l’exergia fisica disponibile nel GNL. Lo scopo è quello di studiare il comportamento di tale sistema in condizioni diverse da quelle di progetto per determinare se il sistema risulta flessibile ed efficiente. Come ulteriore analisi viene applicato questo funzionamento ad una giornata tipo del porto, al fine di determinare le prestazioni e i consumi del sistema. Nella realtà, infatti, la domanda di energia elettrica di un’area portuale può variare molto, rendendo indispensabile la modulazione dell’impianto di potenza.
Nel capitolo 1 viene esposto il problema dell’inquinamento atmosferico nelle aree portuali attraverso un’analisi dello stato attuale del traffico marittimo e delle normative emesse per limitarne l’inquinamento. Successivamente, viene presentata la tecnologia del cold-ironing, la quale permette di ridurre le emissioni generate dai motori ausiliari delle navi, ma al contempo costituisce la principale fonte di consumo di energia all’interno del porto.
Il capitolo 2 introduce il gas naturale liquefatto concentrandosi, soprattutto, sul processo di rigassificazione e sul contenuto di exergia fisica che potrebbe essere recuperato durante tale processo. A seguire, il capitolo 3 propone una sintesi delle applicazioni e tecnologie utilizzate per il recupero del contenuto exergetico dal GNL. Tra queste l’attenzione si focalizza sulla produzione di energia elettrica riportando, per alcuni studi presenti in letteratura, le
2
caratteristiche dei processi, le analisi svolte e i risultati ottenuti. Infine, si realizza una panoramica sugli impianti esistenti che implementano tali tecnologie.
La trattazione pratica vera e propria inizia nel capitolo 4, dove, dopo aver descritto lo scopo del lavoro, viene presentato il caso studio, prima dal punto di vista del contesto e del fabbisogno energetico del porto considerato, e poi dell’architettura e del funzionamento dell’impianto. In questa trattazione si è scelto di non riferirci ad un porto specifico, al fine di mantenere una certa generalità.
Nel capitolo 5 si espone il metodo per realizzare il modello dell’impianto preso in esame tramite il software Aspen HYSYS. In particolare, nella prima parte vengono descritte le ipotesi e le fasi utilizzate per costruire il modello in condizioni di progetto; mentre, la seconda parte è dedicata all’off-design con la caratterizzazione dei componenti principali dell’impianto ai carichi parziali. Infine, viene definita la strategia di controllo utilizzata durante le simulazioni. I risultati vengono presentati nel capitolo 6, in cui viene condotta una discussione sulle variabili più importanti al fine di determinare la flessibilità ed efficienza del sistema in condizioni diverse da quelle di progetto. In ultima analisi, si analizza il funzionamento dell’impianto durante la giornata tipo dell’area portuale e, successivamente, si effettua un confronto tra lo scenario proposto e quello di prelievo totale dalla rete elettrica nazionale, sia in termini di costi, relativi al consumo di energia, che di emissioni di CO2 prodotte.
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CAPITOLO 1. IL PROBLEMA DELL’ELETTRIFICAZIONE DEI
PORTI
I porti sono da sempre considerati infrastrutture essenziali per lo sviluppo e la crescita economica di un paese. Essi, oltre ad essere il punto di incontro tra il trasporto marittimo e terrestre, generano posti di lavoro e contribuiscono allo sviluppo urbano e industriale delle zone limitrofe. Tuttavia, le attività che si svolgono al loro interno, e quelle ad esse collegate, producono un impatto negativo sull’ambiente circostante in termini di rumore e qualità dell’aria e dell’acqua. L’entità di questo impatto può variare a seconda delle dimensioni del porto, del tipo di navi ormeggiate e del volume di traffico gestito.
In questo contesto, la soluzione cold-ironing, che consiste nell’elettrificazione delle banchine, sta assumendo sempre più importanza, sia per le Autorità Portuali che per i costruttori di navi. Grazie al suo utilizzo, oltre al beneficio ambientale, è possibile ottenere vantaggi a livello economico legati al minor costo dell’energia elettrica rispetto a quello dei combustibili utilizzati per alimentare le navi in porto.
1.1. Il trasporto marittimo
Con circa l’80% del volume del commercio globale che viene trasportato via mare, il trasporto marittimo costituisce l’elemento fondamentale su cui si basa il commercio internazionale [1], rendendo i porti infrastrutture essenziali che consentono a tutti i paesi di accedere al mercato globale.
Il volume di merci movimentate ha visto un progressivo aumento nel periodo che va dal 1970 fino al 2017, grazie ad un incremento medio annuale del 3,0%. Nel 2018, a causa di un trend economico negativo, di tensioni politiche e commerciali tra vari stati, e di una minore crescita della domanda di petrolio, la crescita del commercio marittimo è leggermente diminuita, rilevando un incremento del volume solo del 2,7% a fronte di un incremento del 4,1% nel 2017. Ciò nonostante, durante questo anno, i volumi totali hanno raggiunto il massimo storico di 11 miliardi di tonnellate [1]. Nel 2019 la crescita del commercio marittimo internazionale si è ulteriormente arrestata, raggiungendo il livello più basso dalla crisi finanziaria del 2008-2009. L'UNCTAD (United Nations Conference on Trade and
Development), che è il principale organo di riferimento delle Nazioni Unite per il commercio e
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Il traffico marittimo legato allo scambio di merci si può dividere in quattro diversi tipi di trasporto:
− merci in contenitore attraverso navi portacontainer;
− rinfuse liquide, come petrolio o derivati del petrolio, attraverso navi cisterna;
− rinfuse solide, come carbone, minerali di ferro e cereali, attraverso navi portarinfuse; − merci varie, tra cui automobili, attraverso navi portacontainer e navi Ro/Ro.
L’andamento nel tempo dei volumi scambiati, dal 1980 al 2019, inerenti a queste tipologie di merci, è mostrato in figura 1.1.
Figura 1.1: Andamento dei volumi commercializzati nel periodo 1980-2019, in base alla tipologia di merci [2].
Il commercio di rinfuse solide, insieme a quello di merci in container, di petrolio, di gas e di prodotti chimici, sono quelli che hanno contribuito maggiormente alla crescita del volume commercializzato nel periodo tra il 1970 e il 2017 [2]. Nel periodo tra il 1980 e il 2017 il commercio di container è aumentato notevolmente, raggiungendo un tasso medio annuo di crescita dell’8%. Negli ultimi anni, il commercio di rinfuse liquide ha subito una minore crescita a causa di una riduzione a livello mondiale del consumo di petrolio, in parte compensata dalla rapida espansione del commercio di gas naturale liquefatto e di GPL (gas di petrolio liquefatto) [1]. Nel 2018, a causa delle tensioni commerciali tra Cina e Stati Uniti, delle incertezze legate alla Brexit e dell’imminente entrata in vigore di nuovi limiti sullo zolfo, il commercio internazionale di container ha visto una riduzione nell’aumento dei volumi commercializzati, aumentando solamente del 2,6%. Viceversa, in questo anno, il commercio di gas naturale liquefatto ha visto un incrementato dell’8,9%, mentre quello del petrolio è incrementato solo
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dello 0,6% rispetto al 2017 [1]. Infine, la vendita delle auto ha subito una riduzione pari all’1,5% rispetto al 2017, continuando a diminuire anche nel 2019. Sempre nel 2019 il commercio di container è aumentato solo dell’1,1%, mentre quello del petrolio ha subito una diminuzione dell’1%. Ad aumentare notevolmente sono stati gli scambi di gas, che hanno subito un incremento pari all’11% [2].
Nel rapporto del 2019, l’UNCTAD prevede che il commercio marittimo, nel periodo 2019-2024, aumenterà con un tasso di crescita medio annuo del 3,5%, grazie alla crescita del commercio containerizzato e a quello delle rinfuse solide e del gas [1]. Attualmente queste previsioni sono state disattese a causa della crisi economica innescata dalla pandemia globale. Nel 2020 questo evento ha inciso fortemente sul commercio marittimo, causando una diminuzione del 4,1% del volume commercializzato. Anche in questo contesto di incertezza, però si prevede che nel 2021 il commercio marittimo subirà un nuovo incremento, pari al 4,8% rispetto al valore del 2020 [2].
1.2. Quadro normativo
Nel corso degli ultimi anni, la sostenibilità ambientale ha assunto un ruolo di primaria importanza nelle politiche globali. A questo riguardo, il settore del trasporto marittimo contribuisce significativamente all’emissione di gas serra e di sostanze inquinanti, costituendo un problema sia dal punto di vista del cambiamento climatico, che della salute pubblica nei porti e nelle aree circostanti [3].
Il trasporto marittimo, ad oggi, è ancora pesantemente dipendente dai combustibili fossili. La maggior parte delle navi utilizza motori diesel, sia per la propulsione marina che per l’alimentazione dei servizi durante lo stazionamento in porto. Nel 2017 questo settore ha consumato circa 3,5 milioni di barili di olio combustibile ad alto tenore di zolfo e circa 1 milione di barili al giorno di gasolio marino, caratterizzato da un basso tenore di zolfo. Questi consumi corrispondono rispettivamente al 5% e al 50% della domanda di gasolio e di olio combustibile a livello mondiale [1].
Le principali emissioni, generate dai motori a bordo delle navi, sono: − ossido di zolfo (SOx);
− ossido di azoto (NOx);
− particolato (PM);
− monossido di carbonio (CO); − anidride carbonica (CO2);
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La quantità di tali emissioni può variare a seconda del combustibile utilizzato e da come avviene la combustione, la quale può influenzare il processo di formazione di alcune di queste sostanze. Si stima che, nel periodo tra il 2007 e il 2012, il traffico marittimo internazionale abbia generato il 2,6% delle emissioni globali di CO2, il 13% di quelle di NOx e il 12% di quelle
di SOx. Secondo uno studio, effettuato dalla International Maritime Organization (IMO), le
emissioni legate al traffico marittimo aumenteranno significativamente nei prossimi decenni. In particolare, il suo scenario business as usual (BAU) prevede che le emissioni di CO2
subiranno un incremento tra il 50% e il 250% entro il 2050, in funzione della crescita economica e degli sviluppi in ambito energetico; mentre le emissioni di NOx e SOx subiranno un
incremento più ridotto rispetto a quelle della CO2. In questo contesto, l’introduzione di ulteriori
normative, riguardanti le emissioni da motori navali, sarà di vitale importanza per mitigare l’inquinamento locale e il riscaldamento climatico [4]. L’adozione di misure sempre più stringenti influenzerà anche le dinamiche del mercato marittimo, spingendo l’industria navale verso una maggiore responsabilità ambientale e sociale.
1.2.1. Normative internazionali
A causa della natura internazionale del trasporto marittimo, le normative che lo riguardano devono far sì che le regole emanate abbiano validità in tutto il mondo. A tale scopo, nel 1958, è stato istituito un organo internazionale, al quale è stato attribuito il compito di emanare le norme che regolino tutti gli aspetti del trasporto marittimo, non solo in merito all’inquinamento, ma anche in relazione alla navigazione, al trasporto e alla sicurezza marittima. Tale organo è l’International Maritime Organization (IMO), un’agenzia autonoma delle Nazioni Unite [5].
Uno dei trattati più importanti emessi dall’IMO è l’International Convention for the
Prevention of Pollution from Ships, più comunemente noto come convenzione Marpol 73/78,
entrata in vigore il 2 ottobre 1983. Inizialmente, la Marpol 73/78 aveva come obiettivo la minimizzazione dell’inquinamento marino da parte delle navi, attraverso la regolamentazione di tutte quelle sostanze che, se immesse nell’ambiente, possono danneggiarne l’ecosistema e nuocere alla salute umana. Successivamente, questo trattato si è ampliato e, ad oggi, è costituito da sei allegati, ciascuno dei quali si occupa di una diversa forma di inquinamento prodotto dal traffico marittimo.
L’Allegato VI, entrato in vigore il 19 maggio 2005, riguarda le norme per la prevenzione dell'inquinamento atmosferico da motori navali. In esso vengono stabiliti dei vincoli per limitare le emissioni di SOx, NOx, sostanze che impoveriscono l’ozono e composti organici
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Emission Control Area (ECA), all’interno delle quali i limiti alle emissioni sono più restrittivi
rispetto ai limiti applicati in mare aperto. Di norma, come zone ECA, sono scelte aree in cui è presente un elevato traffico marittimo vicino ai centri abitati. In queste zone è necessario porre una maggiore attenzione nella tutela della salute umana, della biodiversità e dall’ambiente in generale [5]. La prima versione dell’Allegato VI imponeva degli standard troppo deboli per poter realizzare nel tempo una riduzione apprezzabile delle emissioni. Per questo motivo, nell’ottobre del 2008, il Comitato per la Protezione dell'Ambiente Marino (MEPC) dell'IMO ha deciso di rivedere alcuni standard di emissione, introducendo una serie di scadenze normative fino al 2020, con l’obiettivo di ridurre ulteriormente le emissioni di SOx e di NOx
legate al trasporto marittimo. Questa modifica, entrata in vigore il 1° luglio 2010, ha permesso di ottenere un significativo beneficio sull'ambiente e sulla salute umana, soprattutto nelle città portuali [5].
Per limitare le emissioni di SOx occorre utilizzare combustibili a basso tenore di zolfo. Esse,
infatti, non dipendono dal processo di combustione realizzato, ma sono direttamente legate alla presenza di zolfo nel combustibile. Inizialmente l’Allegato VI fissava un limite sul tenore di zolfo presente nel combustibile utilizzato dalle navi, pari al 4,5% in mare aperto e dell’1,5% nelle aree SECA (Sulphur Emission Control Area). Con la revisione del 2008 il MEPC ha stabilito che, il limite di zolfo nel combustibile in mare aperto doveva ridursi, a partire dal 2012, dal 4,5% al 3,5% e dal 2020 fino allo 0,5%. Nel caso delle aree SECA il limite è stato ridotto dall’1,5% all’1% a partire dal 2010 e allo 0,1% dal 2015 [3].
Per quanto riguarda la riduzione delle emissioni di NOx, l’Allegato VI stabilisce delle norme
che riguardano i motori a bordo delle navi. La formazione di NOx, infatti, dipende
principalmente da come avviene la combustione e aumenta fortemente in presenza di picchi di temperatura durante questa fase. Per tale motivo, l’Allegato VI considera solo motori diesel che raggiungono temperature di picco relativamente elevate.
Da normativa, la riduzione delle emissioni di NOx riguarda solo i motori diesel marini con
potenza maggiore di 130 kW, costruiti dopo il 1° gennaio del 2000, ed è regolata in funzione del numero di giri del motore e dell’anno di installazione. Tali motori vengono divisi in tre classi denominate Tier, ciascuna caratterizzata da un certo limite di emissioni [3]:
− Tier I si applica a tutti i motori installati su navi costruite tra il 2000 ed il 2011 e presenta un limite di emissioni compreso tra 17 g/kWh e 9,8 g/kWh in funzione del numero di giri del motore;
8
− Tier II si applica alle navi costruite dopo il 2011 e presenta un limite di emissioni compreso tra 14,4 g/kWh e 7,7 g/kWh in funzione del numero di giri del motore; − Tier III si applica alle navi costruite dopo il 2016, che circolano all’interno di aree ECA,
e vede una riduzione dei limiti delle emissioni a valori compresi tra 3,4 g/kWh e 2,0 g/kWh.
Per quanto riguarda la CO2, non essendo una sostanza inquinante a livello locale, ma un gas
ad effetto serra, non è stata inizialmente considerata dall’IMO. Tuttavia, nell’ottica del perseguimento dell’obiettivo 13, definito dall’Agenda 2030 delle Nazioni Unite, riguardante la lotta contro il cambiamento climatico, sono stati introdotti dall’IMO nuovi strumenti normativi per migliorare l’efficienza energetica delle navi. Uno di questi è l’Indice di Efficienza Energetica in Materia di Progettazione (EEDI o Energy Efficiency Design Index) che definisce i requisiti di progettazione obbligatori per le nuove navi e con il quale l’IMO spera di limitare le emissioni di CO2 provenienti dai trasporti marittimi. Un altro strumento introdotto dall’IMO
è il Piano di Gestione per l'Efficienza Energetica delle Navi (SEEMP o Ship Energy Efficiency
Management Plan) che prevede che siano definite tutte le misure operative nonché gli
accorgimenti tecnici e le buone pratiche per l’ottimizzazione delle prestazioni energetiche della nave [6].
1.2.2. Normative europee
Le emissioni di NOx, SOx e PM, generate dal trasporto marittimo in acque europee, ad oggi
costituiscono circa il 10 - 20% sul totale delle emissioni prodotte a livello globale da questo settore, mentre per la CO2 il contributo può arrivare fino al 30%. Queste percentuali potrebbero
modificarsi nei prossimi anni grazie alle azioni normative intraprese dalla comunità europea. Per le emissioni di NOx, dal 2020 in poi, è previsto un aumento che porterà queste emissioni ad
essere pari a quelle generate da fonti terrestri. Per le emissioni di SOx invece si prevede una
riduzione delle emissioni grazie ai limiti imposti sul contenuto di zolfo nel combustibile. Il controllo del tenore di zolfo avrà anche un effetto diretto sulla riduzione delle emissioni di particolato [3].Relativamente a queste problematiche ambientali legate al trasposto marittimo l’Unione Europea ha emanato una serie di direttive che hanno contribuito a formare un quadro normativo a livello europeo.
Una delle prime azioni intraprese dal Consiglio Europeo nell’ambito di questo settore è stata la direttiva 1999/32/CE relativa alla riduzione del tenore di zolfo di alcuni combustibili liquidi. In essa vengono definiti i limiti sul massimo tenore di zolfo di combustibili liquidi, quali olio combustibile pesante e gasolio. Lo scopo di tale direttiva è ridurre le emissioni di SOx derivanti
9
dall’utilizzo di questi combustibili e di conseguenza diminuirne gli effetti nocivi sulle persone e sull’ambiente [7]. Questa direttiva è stata successivamente modificata dalla direttiva 2005/33/EC in relazione al tenore di zolfo dei combustibili per uso marittimo, la quale definisce il Mar Baltico, la Manica e il Mare del Nord come zone SECA e limita in queste aree il contenuto massimo di zolfo nei combustibili all'1,5%. Inoltre, a partire del 1 gennaio 2010, introduce il limite massimo di 0,1% per il tenore di zolfo nei combustibili utilizzati dalle navi ormeggiate nei porti comunitari [8].
L’Unione europea ha recepito l’Allegato VI della Marpol 73/78 e il suo emendamento attraverso la direttiva 2012/33/UE. Questa direttiva ha modificato quella 1999/32/CE nella parte relativa ai combustibili ad uso marittimo, al fine di uniformarla ai limiti sullo zolfo definiti nella modifica IMO del 2008. In particolare, l’Articolo 4 quater della direttiva 2012/33/UE riporta, come soluzione alternativa per la riduzione delle emissioni, l’utilizzo di energia elettrica prodotta a terra per alimentare le navi ormeggiate in porto e stabilisce che, tutti gli stati devono adottare le misure necessarie per garantire che le navi ormeggiate nei porti comunitari non utilizzino combustibili con tenore di zolfo superiore allo 0,10%, ad eccezione di quelle che effettuano una sosta inferiore alle due ore o con motori spenti [9]. Il 10 giugno 2016 è entrata in vigore la direttiva 2016/802/UE, codifica della direttiva 2012/33/UE, che si è resa necessaria a causa delle numerose modifiche apportate negli anni.
Oggi si stima che quasi il 70% delle emissioni prodotte dal trasporto marittimo avvengano entro 400 km da terra [3]. In questo contesto, l’alimentazione delle navi in porto tramite energia elettrica assume un ruolo importante e, a tale riguardo, rilevante è la direttiva 2014/94/UE che riguarda la realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi. Questa considera, come combustibili alternativi, tutte le fonti di energia che possono sostituire i combustibili derivati dal petrolio nella fornitura di energia per il trasporto e, di conseguenza, attenuare l’impatto ambientale da esso generato. Tra questi figurano: l’elettricità; l’idrogeno; i biocarburanti; i combustibili sintetici e paraffinici; il gas naturale, sia in forma gassosa che liquefatta; il gas di petrolio liquefatto (GPL). L’articolo 4, di tale direttiva, prevede che gli stati membri valutino la possibilità di fornire energia elettrica alle navi in porto. Inoltre, definisce che questa soluzione dovrà essere installata con priorità nei porti della rete TEN-T (rete di trasporto trans-europea) entro il 31 dicembre 2025, a meno che non vi sia alcuna domanda di energia o nel caso in cui i costi siano sproporzionati rispetto ai benefici, inclusi i benefici ambientali [10]. Precedentemente, la Commissione europea aveva promosso l’utilizzo di energia elettrica per l’alimentazione delle navi nei porti comunitari attraverso una raccomandazione ufficiale dell’8 maggio 2006 [11].
10
1.2.3. Normative italiane
In Italia la direttiva 2012/33/UE è stata recepita con il D.Lgs. n.112 del 16 luglio 2014, il quale apporta modifiche al Titolo III e all’Allegato X della Parte V del D.Lgs. n.152 del 3 aprile 2006. Il D.Lgs. 152/06 riguarda le norme in materia ambientale e contiene le disposizioni definite dalla direttiva 1999/32/CE e dalla sua modifica, apportata con la direttiva 2005/33/CE [12]. Successivamente, il 16 dicembre 2016, con il D.Lgs. n.257 viene recepita la direttiva 2014/94/UE con cui, attraverso l’Allegato III seconda sottosezione, viene definito il quadro strategico nazionale riguardante la valutazione sulla necessità di fornire energia elettrica alle banchine dei porti marittimi e dei porti della navigazione interna [13]. La standardizzazione di questa tecnologia è disponibile grazie al lavoro congiunto della International Electrotechnical
Commission (IEC), della International Organization for Standardization (ISO) e dell’Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE), che, nel 2012, hanno dato origine allo standard
tecnico IEC/ISO/IEEE 80005-1. Grazie ad esso, si vuole disciplinare i sistemi High Voltage
Shore Connection (HVSC), definendo i requisiti di sicurezza e lo standard per le connessioni
delle navi ai relativi terminali per la fornitura di energia. Oggi queste soluzioni sono mature e sono già presenti su molte navi, da crociera e portacontainer, che approdano con regolarità in porti predisposti per l’alimentazione delle navi da terra [13].
L’entrata in vigore di questo insieme di norme ambientali, sia globali che comunitarie nel settore del trasporto marittimo, ha avuto un impatto anche sull’industria navale e sulle Autorità Portuali, spingendo i costruttori verso la realizzazione di navi più pulite ed efficienti e gli operatori portuali a ripensare alle loro strategie e operazioni, al fine di garantire una riduzione delle emissioni e una maggiore sostenibilità ambientale. Il rispetto di tali norme può comportare un aumento dei costi iniziali, a causa dell’installazione sulle navi di apparecchiature aggiuntive per la pulizia dei fumi, come scrubber e sistemi SCR, e di collegamenti elettrici per l’elettrificazione delle banchine. Inoltre, si può verificare anche un aumento dei costi operativi, a causa del maggior costo dei combustibili a basso tenore di zolfo rispetto a quelli tradizionali [1].
1.3. La tecnologia del cold-ironing
Oggigiorno, a causa della crescita del traffico marittimo, i porti costituiscono un’importante fonte di inquinamento atmosferico per le zone costiere. Infatti, durante la fase di ormeggio le navi devono continuare a fornire energia elettrica a vari servizi, come il carico e lo scarico delle merci, l’illuminazione e la refrigerazione. Questi servizi devono essere garantiti per tutto il
11
periodo di permanenza della nave in porto e, di conseguenza, durante questo lasso di tempo, devono essere mantenuti in funzione i motori a bordo della nave. Come precedentemente enunciato, in queste aree, tali motori devono essere alimentati con combustibili a basso tenore di zolfo.
Per ridurre le emissioni derivanti dal processo di combustione, soprattutto quelle di inquinanti ad elevato impatto locale, come NOx, SOx e PM, una soluzione consiste
nell’alimentare le navi ormeggiate in porto tramite energia elettrica proveniente dalla rete terrestre. Questa soluzione è denominata cold-ironing e permette lo spegnimento dei motori delle navi, con benefici che consentirebbero una riqualificazione a fini turistici e commerciali delle aree portuali.
1.3.1. Requisiti tecnici del cold-ironing
In figura 1.2 è illustrata una delle possibili configurazioni per realizzare il cold-ironing. A seconda del tipo di nave e dell’ormeggio è possibile trovare configurazioni diverse.
Figura 1.2: Configurazione standard per l’erogazione di energia elettrica da terra alle navi [14].
L’Allegato della Raccomandazione 2006/339/CE definisce i requisiti tecnici per l’erogazione di elettricità da terra alle navi. Questi requisiti, mostrati in figura 1.2, possono essere così enunciati [11]:
1) È richiesto un allacciamento alla rete elettrica nazionale a partire da una centralina locale, dove l’elettricità è trasformata da 20-100 kV a 6-20 kV.
2) Sono necessari cavi per convogliare l’elettricità dalla centralina al terminale portuale. 3) Se necessario, effettuare una conversione della corrente elettrica. In generale, l’energia
elettrica in Europa viene fornita a 50 Hz. Una nave progettata per utilizzare corrente a 60 Hz può utilizzare corrente a 50 Hz per alcuni servizi, come l’illuminazione e il riscaldamento, ma non per dispositivi a motore come pompe e gru. Pertanto, in un porto europeo tale nave richiederà la conversione dell’energia elettrica da 50 Hz a 60 Hz.
12
4) È necessario predisporre cavi per la distribuzione di energia elettrica al terminale. Possono essere utilizzati anche cavi sotterranei da installare in condotte nuove o esistenti. 5) È necessario un sistema di avvolgimento dei cavi elettrici per evitare di manipolare cavi ad alta tensione. Il sistema potrebbe essere costruito sull’ormeggio e sostenere un avvolgitore, una gru e la struttura. Queste ultime due servono a sollevare e deporre i cavi sulla nave.
6) È richiesta la presenza di una presa a bordo della nave per il cavo di allacciamento. 7) È necessario predisporre un trasformatore a bordo della nave per trasformare la corrente
ad alta tensione in corrente a 400 V.
8) È necessario predisporre la distribuzione della corrente in tutta la nave e il conseguente spegnimento dei motori ausiliari.
1.3.2. Vantaggi e svantaggi del cold-ironing
La tecnologia del cold-ironing è una soluzione efficacie che permette di ottenere benefici a livello locale, non solo dal punto di vista della riduzione delle emissioni in atmosfera, ma anche per quanto riguarda la riduzione delle vibrazioni e del rumore generati dai motori a bordo delle navi. La riduzione di quest’ultimi porta ad un miglioramento delle condizioni di lavoro nell’area portuale e delle condizioni di benessere dei passeggieri [13].
A livello globale il beneficio legato alla generazione di energia elettrica da terra, piuttosto che a bordo della nave, è legato al tipo di combustibile utilizzato e alla combustione effettuata. A riguardo la ENTEC, una società di consulenza ambientale e ingegneristica, ha svolto uno studio da parte della Commissione europea in cui ha esaminato la quantità di emissioni prodotte dal motore a bordo, che utilizza un combustibile con un contenuto di zolfo dello 0,1%, e quelle prodotte da un sistema di generazione di energia elettrica posto a terra. In Tabella 1.1 vengono confrontati i fattori di emissione dei due rispettivi casi, in cui nel caso del sistema di generazione posto a terra viene considerato un valore medio europeo [14].
Tabella 1.1: Confronto tra i fattori di emissione legati ai motori a bordo e alla generazione di elettricità a terra [14].
NOx [g/kWh] SOx [g/kWh] VOC [g/kWh] PM [g/kWh] Fattore di emissione dai motori a bordo
(combustibile con lo 0,1% di zolfo) 11,80 0,46 0,40 0,30 Fattore di emissione medio dalla
13
I fattori di emissione mostrano una netta riduzione delle emissioni per kWh di energia elettrica generata, nel caso di passaggio all’alimentazione da terra delle navi. Tale beneficio aumenta qualora l’energia elettrica sia generata da fonti rinnovabili. Di contro, la diffusione della tecnologia del cold-ironing è frenata da molteplici ostacoli. Uno dei principali consiste nella mancanza a livello mondiale di una standardizzazione sui valori di tensione e di frequenza della rete. Questo porta alcune navi ad utilizzare, ad esempio, 220 V con 50 Hz ed altre 220 V con 60 Hz [15].
Un altro problema è legato all’elevata quantità di energia elettrica da fornire, che porterebbe ad avere un impatto non trascurabile sulla rete elettrica. Il fabbisogno di energia elettrica richiesto dalle navi può cambiare a seconda della loro tipologia, della dimensione e del tempo trascorso in porto. Le navi portacontainer possono utilizzare fino a 6 MW durante le operazioni portuali, le navi Ro-Ro da 1 a 3 MW e le navi da crociera fino a 10 MW [16]. L’UNCTAD ha stimato che, nel 2018, le navi abbiano trascorso un tempo medio in porto pari a 23,5 ore, con quelle portarinfuse caratterizzate da un tempo medio in porto di 2 giorni e quelle portacontainer di circa 23 ore. Nell’ottica di alimentare da terra tutte le navi presenti in porto, la quantità di energia elettrica da fornire alle banchine potrebbe arrivare ai livelli richiesti da alcuni paesi in via di sviluppo, rendendo necessario un rafforzamento della rete elettrica locale [13].
La difficoltà nell’implementazione del cold-ironing è anche legata ai costi. Essa, richiede un investimento significativo sia da parte delle Autorità Portuali che dall’industria navale, la quale deve disporre la costruzione di nuove navi e il retrofitting di quelle esistenti. In particolare, i costi legati al retrofitting delle navi hanno senso solo nel caso in cui la nave sia all’inizio della sua vita utile e, visti i costi aggiuntivi, è fondamentale che, nel momento in cui una nave retrofittata arrivi in porto, sia disponibile una banchina predisposta per il cold-ironing [15]. Inoltre, ad oggi, il costo dell’energia elettrica dalla rete è maggiore rispetto a quella autoprodotta a bordo. Per quanto riguarda le Autorità Portuali, la possibilità di realizzare un sistema per l’elettrificazione delle banchine deve essere preceduta da uno studio di fattibilità, il cui esito può variare di caso in caso. Tale studio deve seguire il principio della valutazione costi-benefici, come indicato dall’Articolo 4 paragrafo 5 della direttiva 2014/94 [10].
Tipicamente, l’impiego del cold-ironing è più vantaggioso in porti di grandi dimensioni dove, grazie ad una domanda di energia più elevata e ad una maggiore semplicità di installazione, si ha un tempo di ritorno dell’investimento più breve ed un maggiore beneficio a livello ambientale [17]. Tuttavia, in assenza dell’arrivo in porto di un adeguato numero di navi predisposte per l’alimentazione da terra, i vantaggi dell’installazione di tale tecnologia saranno limitati, rendendo difficile giustificare un tale investimento. Viceversa, se il numero di porti
14
dotati di banchine elettrificate fosse ridotto, gli operatori navali potrebbero preferire soluzioni alternative per ridurre le emissioni. L’aumento delle normative riguardanti le emissioni di sostanze inquinanti in atmosfera, soprattutto nelle zone ECA, potrebbe influenzare fortemente la diffusione a livello globale del cold-ironing spezzando questo ciclo potenzialmente infinito tra armatori e Autorità Portuali. In questo contesto, per gli armatori potrebbe essere più vantaggioso ricorrere all’alimentazione da terra, piuttosto che acquistare combustibile a bassissimo tenore di zolfo [15]. Si deduce che, l’implementazione di questa tecnologia richiede la collaborazione di tutti i soggetti coinvolti, al fine di garantire un maggiore utilizzo della struttura, una maggiore fattibilità dell’investimento e un maggior beneficio a livello ambientale. Nell’ottica di una sempre maggiore elettrificazione dei consumi all’interno dell’area portuale, diventa particolarmente importante la gestione integrata della rete elettrica del porto. In tal senso, il sistema portuale, che può essere considerato come microgrid portuale (cioè una
port-grid), ha il compito di fornire energia elettrica e calore ai carichi presenti, tra cui:
l’impianto per il cold-ironing; la movimentazione delle merci e la loro conservazione in celle frigorifere; il raffrescamento, il riscaldamento e l’illuminazione degli edifici; l’alimentazione di veicoli elettrici pubblici e privati [18]. L’attuazione di tale sistema può garantire una migliore efficienza energetica, una più elevata continuità del servizio e un migliore monitoraggio e controllo del diagramma di carico rispetto ad un sistema tradizionale. A tale scopo la port-grid dovrà essere caratterizzata da un unico soggetto, a cui viene affidata la gestione, da una rete propria per la ripartizione dell’energia e da una produzione locale di energia elettrica per massimizzare l’autoconsumo [18].
1.3.3. Il cold-ironing nel mondo
In Europa, in particolare nel porto di Goteborg in Svezia, nel 2000 è stato realizzato il primo sistema per l’alimentazione ad alto voltaggio delle navi dalle banchine. Questo porto presenta due terminali dotati di collegamenti per il cold-ironing e destinati all’alimentazione di traghetti e navi Ro-Ro. I traghetti richiedono una quantità di energia in fase di ormeggio minore rispetto alle altre navi, rendendo più semplice il processo di elettrificazione delle banchine [15]. In Europa l’esperienza del porto di Goteborg ha portato all’installazione di sistemi di cold-ironing anche in altri porti, soprattutto dell’Europa settentrionale, tra cui il porto di Stoccolma, Helsinki, Amburgo, Anversa e Rotterdam. Oggigiorno, in altri porti sono allo studio progetti di
cold-ironing [5].
Negli Stati Uniti le prime installazioni di questa tecnologia risalgono all’anno 2001 con il porto di Juneau in Alaska. L’esempio del porto di Juneau è stato seguito successivamente dai
15
porti dello stato della California, sede di alcuni dei più grandi porti degli Stati Uniti. Nel 2007 in California è stato approvato il regolamento At-Berth Regulation con il quale è stato promosso l’utilizzo dell’elettrificazione delle banchine per ridurre le emissioni dei motori a bordo delle navi. Questo regolamento interessa tre tipi di navi, portacontainer, navi da crociera e navi cargo-refrigerate, e sei porti californiani, il porto di Los Angeles, di Long Beach, di Oakland, di San Diego, di San Francisco e di Hueneme [15].
In Italia nel 2016 erano in fase di studio progetti riguardanti l’implementazione del
cold-ironing nei porti di Civitavecchia, Venezia, Livorno, Bari, Genova, Gioia Tauro, Taranto, La
Spezia e Savona-Vado [5]. Tuttavia, ad oggi, pochi di questi progetti sono stati realizzati, disattendendo le previsioni del 2016. Gli unici porti italiani che presentano un impianto di
cold-ironing sono il porto di Livorno e il porto di Genova. La situazione nei vari porti italiani è la
seguente:
− Nel 2008 l’Autorità Portuale di Civitavecchia ha firmato un accordo con Enel per l’elettrificazione delle banchine per grandi navi [5], tuttavia ad oggi nessun progetto è stato realizzato.
− Analogamente, nel 2010, l’Autorità Portuale di La Spezia ha firmato un accordo con Enel nell’ambito della realizzazione di un cavidotto per l’alimentazione di navi da crociera nel molo Garibaldi [5]. Anche questo progetto attualmente non è stato realizzato.
− A Venezia nel 2011 Enel ha presentato uno studio di fattibilità per l’elettrificazione del terminale passeggeri Marittima [5], progetto che non ha mai visto la luce. Attualmente a Venezia è presente dal 2010 solo un impianto di cold-ironing per l’alimentazione di yacht.
− Nel porto di Livorno è stata elettrificata la banchina Calata Sgarallino del terminale passeggeri, grazie alla quale è possibile alimentare navi da crociera con potenza fino a 12 MW, alla tensione 6.600 o 11.000 V e frequenza di 60 o 50 Hz [5].
− Nel porto di Genova è in servizio dal 2018 un impianto di cold-ironing per l’alimentazione delle navi nell’area delle riparazioni navali. Inoltre, è in fase di realizzazione il progetto di elettrificazione della banchina del terminale PSA di Prà-Voltri, che si prevede entrerà in servizio nel 2021 e la cui rete è dimensionata per alimentare contemporaneamente due navi portacontainer da 7,5 MVA ciascuna. È invece in fase di studio l’estensione del cold-ironing per il terminale crociere di Stazione Marittima [19].
16
Un riepilogo dei porti installati nel mondo aggiornato al 2017 è presente in Tabella 1.2. Tabella 1.2: Porti che utilizzano il cold-ironing [17].
Anno Porto Stato Anno Porto Stato
2000 Gothenburg Svezia 2010 Verko, Karlskrona Svezia
2000 Zeebrugge Belgio 2010 Amsterdam Paesi Bassi
2001 Juneau USA 2011 Long Beach USA
2004 Los Angeles USA 2011 Oslo Norvegia
2005 Seattle USA 2011 Prince Rupert Canada
2006 Kemi Finlandia 2012 Rotterdam Paesi Bassi
2006 Kotka Finlandia 2012 Oakland USA
2006 Oulu Finlandia 2012 Ystad Svezia
2006 Stoccolma Svezia 2012 Helsinki Finladia
2008 Antwerp Belgio 2013 Trelleborg Svezia
2008 Lubeck Germania 2014 Riga Lettonia
2009 Vancouver Canada 2015 Bergen Norvegia
2010 San Diego USA 2015 Amburgo Germania
2010 San Francisco USA 2015 Civitavecchia Italia
Ad oggi, l’impiego di questa soluzione è ben consolidato negli Stati Uniti e nel Nord Europa, ma è prevista una sua rapida espansione a livello internazionale grazie ai sempre più restrittivi standard in ambito di emissioni in atmosfera.
17
CAPITOLO 2. IL GAS NATURALE LIQUEFATTO
Ad oggi il gas naturale è la seconda risorsa energetica in più rapida crescita dietro alle fonti rinnovabili. L’aumento della domanda di energia, come risultato dello sviluppo economico mondiale e della crescita della popolazione, e l’elevata attenzione da parte della comunità internazionale alla sostenibilità ambientale hanno portato ad un incremento nel consumo di gas naturale. In particolare, negli ultimi anni il commercio di gas naturale liquefatto (GNL) è andato sempre più aumentando.
In questo contesto, il tema del recupero del contenuto exergetico dal GNL ha ottenuto una sempre maggiore attenzione da parte della comunità scientifica. Infatti, vista l’elevata quantità di energia utilizzata durante il processo di liquefazione, sarebbe vantaggioso poter recuperare almeno in parte l’energia disponibile nel GNL durante il processo di rigassificazione. Questo, ad oggi, nei tradizionali terminali di rigassificazione non succede, portando alla perdita di un'enorme quantità di energia.
2.1. Il mercato del gas naturale liquefatto
I combustibili fossili attualmente rimangono le fonti di energia primaria maggiormente utilizzate a livello mondiale, tuttavia la loro combustione genera emissioni di sostanze inquinanti e di gas serra che contribuiscono rispettivamente all’inquinamento locale e al riscaldamento globale. Tra questi, il gas naturale si distingue come il combustibile fossile più pulito, grazie alle basse emissioni sostanze inquinanti e all’elevata efficienza energetica dei sistemi per la generazione di energia in cui può essere utilizzato. Queste caratteristiche fanno sì che il gas naturale venga considerato il combustibile di transizione verso un futuro dell'energia più sostenibile. Inoltre, esso garantisce una fornitura affidabile e duratura, una maggiore facilità di trasporto e stoccaggio, e una elevata flessibilità di utilizzo [20].
Tutto questo ha portato, negli ultimi anni, ad un aumento della domanda di gas naturale. Fortunatamente, le risorse globali di gas naturale sono ancora vaste. Nel 2019 le riserve certe erano stimate in 198,8 trilioni di metri cubi [21]. A queste vanno aggiunte quelle non ancora scoperte, che garantiscono una certa sicurezza rispetto alla disponibilità della risorsa. A fronte dell’aumento della domanda, nel 2019 la produzione del gas naturale è aumentata del 3,5% rispetto all’anno precedente [22].
Un altro vantaggio del gas naturale riguarda il suo trasporto, il quale può avvenire sia tramite gasdotti che attraverso navi metaniere, sottoforma di gas naturale liquefatto (GNL). Mentre i gasdotti sono strutture fisse che collegano direttamente i paesi produttori ai paesi consumatori,
18
il trasporto di GNL permette l’approvvigionamento da più produttori, superando ostacoli sia geografici che politici tipici del trasporto via gasdotto, e introducendo una maggior grado di concorrenza sul mercato. Tuttavia, questo tipo di trasporto è caratterizzato da costi iniziali maggiori rispetto ai gasdotti, a causa della necessità di realizzare dei terminali di rigassificazione in prossimità delle aree portuali. Per tale motivo, il GNL risulta maggiormente competitivo su lunghe distanze e nel caso di attraversamento di oceani o lunghi tratti d’acqua, poiché, in tali circostanze, la costruzione di gasdotti sottomarini risulta molto costosa e di difficile realizzazione. In particolare, nel caso di gasdotti offshore, la distanza alla quale il GNL risulta competitivo è di circa 1100 km, mentre per i gasdotti onshore deve essere superiore a 3500 km [23]. La possibilità del GNL di percorrere distanze superiori rispetto ai gasdotti ha permesso a molti produttori di gas naturale di entrare su mercati, come quello del Giappone, che altrimenti sarebbero risultati irraggiungibili.
Nel 2019 il mercato globale di gas ha registrato un aumento della domanda di gas naturale del 2,3%. Paragonata al valore del 2018, in cui si è avuto un aumento del 4,9%, si nota che la crescita della domanda di gas naturale ha subito una frenata. Tra le cause di questa minore crescita si trova un più lento sviluppo economico della Cina e temperature invernali meno rigide nell’emisfero settentrionale [22]. Sempre in questo anno, gli scambi di GNL hanno subito un incremento rispetto all’anno precedente, costituendo il motore di crescita del commercio internazionale di gas naturale e arrivando a rappresentare il 47% del gas totale scambiato [22].
Il numero di paesi importatori ed esportatori di GNL è andato aumentando negli anni, arrivando nel 2019 a contare rispettivamente 42 e 21 paesi. Tra i maggiori esportatori di GNL si trova il Qatar con il 21,9% del totale di GNL esportato, l’Australia con il 21,3% e gli Stati Uniti con il 9,5%. Questo ha portato ad un costante aumento della capacità di liquefazione a livello mondiale. Nel 2019 i nuovi impianti di liquefazione sono stati cinque di cui quattro onshore negli Stati Uniti e uno offshore in Australia [24].
Nel 2019 le importazioni hanno subito un incremento del 13% rispetto al 2018, raggiungendo i 795,3 milioni di metri cubi. L'Europa è emersa come il mercato in maggiore crescita, superando il Giappone, con un incremento rispetto al 2018 del 75,6% e un valore netto di importazioni di 193,57 miliardi di metri cubi. Tuttavia, con il 21,7% del totale di GNL importato, il Giappone rimane il paese con il maggior consumo di GNL al mondo. Si prevede che le importazioni dai paesi europei cresceranno ancora grazie alla costruzione di nuovi terminali di stoccaggio e rigassificazione [24]. Infatti, sebbene il gas naturale, proveniente dalla Russia, dal Nord Africa e dal Medio Oriente attraverso i gasdotti, potrebbe essere sufficiente a soddisfare il fabbisogno nazionale dei paesi europei, oggi sempre più paesi stanno
19
incrementando le importazioni di GNL per motivi economici, di flessibilità e sicurezza dell’approvvigionamento.
In Italia il GNL viene importato principalmente da paesi quali Algeria, Qatar, Stati Uniti e Trinidad e Tobago. Nel 2019 l’importazione di GNL ha subito una crescita del 60,8% rispetto all’anno precedente, arrivando ad un valore netto di 22,13 milioni di metri cubi di GNL importato [24]. Tuttavia, ad oggi la maggior parte del gas naturale viene ancora importato attraverso i gasdotti a causa della scarsa presenza di terminali di rigassificazione. Attualmente sul territorio nazionale ne sono presenti solo tre: il terminale onshore di Panigaglia, il terminale offshore GNL Adriatico di Rovigo e il terminale offshore di Livorno. Altri progetti sono in via di sviluppo, come il terminale GNL di Falconara Marittima, il terminale GNL di Gioia Tauro e il terminale GNL di Porto Empedocle [25].
Nel 2020 la crescita della domanda di gas ha subito una frenata a causa della pandemia da Covid-19, la quale ha portato ad una crescente incertezza nel settore energetico legata alle varie chiusure. In questo periodo, si stima che la domanda sia diminuita di circa il 4% rispetto all’anno precedente, registrando il più grande calo dalla nascita dell’industria del gas. A seguito di questa riduzione, anche gli scambi di GNL a livello mondiale sono diminuiti. L’impatto della pandemia avrà ripercussioni anche nel lungo periodo. L’agenzia AIE ha previsto che la domanda media di gas naturale crescerà annualmente solo dell’1,5% dal 2021 al 2025 a dispetto del valore ipotizzato nel periodo pre-pandemia, pari all’1,8% [22].
2.2. Proprietà chimico-fisiche del gas naturale liquefatto
Il GNL è ottenuto sottoponendo il gas naturale ad un processo criogenico. Questo processo si basa sull’utilizzo di un sistema di refrigerazione nel quale uno o più refrigeranti, mediante una serie di espansioni e compressioni, raffreddano il gas naturale fino alla temperatura di liquefazione. Alla pressione atmosferica questa temperatura è intorno a -162 °C e varia con la composizione del gas naturale. Prima della fase di liquefazione il gas naturale viene opportunamente depurato dall’umidità, dall’anidride carbonica, dall’azoto e dagli idrocarburi pesanti, rendendo il GNL un combustibile ancora più pulito del gas naturale [23].
Il gas naturale liquefatto è costituito da circa il 90% di metano e per la restante parte da idrocarburi come etano, propano, butano e da alcune tracce di azoto (meno dell'1%). Come mostrato in tabella 2.1 la sua composizione varia a seconda del paese di provenienza, anche se in modo minore rispetto al gas naturale grazie al trattamento subito.
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Tabella 2.1: Composizione in % molare di GNL [20].
Terminale Metano Etano Propano Butano Nitrogeno
Abu Dhabi 87,07 11,41 1,27 0,14 0,11 Alaska 99,80 0,10 NA NA NA Algeria 91,40 7,87 0,44 0,00 0,28 Australia 87,82 8,30 2,98 0,88 0,01 Brunei 89,40 6,30 2,80 1,30 0,00 Indonesia 90,60 6,00 2,48 0,82 0,09 Malaysia 91,15 4,28 2,87 1,36 0,32 Oman 87,66 9,72 2,04 0,69 0,00 Qatar 89,87 6,65 2,30 0,98 0,19 Trinidad 92,26 6,39 0,91 0,43 0,00 Nigeria 91,60 4,60 2,40 1,30 0,10
La densità del GNL varia con la sua composizione, non essendo una sostanza pura, ed è compresa tra 430 kg/m3 e 470 kg/m3 [23]. Di conseguenza, il volume specifico del GNL è circa 600 volte minore rispetto a quello del gas naturale. Questo rende più facile il suo trasporto ed è uno dei principali vantaggi legati alla liquefazione del gas naturale.
Il GNL alla pressione atmosferica è inodore, incolore e non corrosivo, e allo stato liquido non è né tossico né infiammabile [23]. Tuttavia, una volta rigassificato, se disperso in un’ambiente ristretto e poco ventilato, può portare all’asfissia a causa della riduzione di ossigeno nel locale. Inoltre, se le concentrazioni dei suoi vapori nell’aria raggiungessero i limiti di infiammabilità la miscela potrebbe diventare infiammabile ed esplosiva. Il limite di infiammabilità per una miscela metano-aria è compreso in un intervallo tra il 5% e il 15% di metano in volume d’aria [23]. Al di fuori di questo intervallo la miscela non si accende. Per lavorare in sicurezza, è quindi necessario rimanere al di fuori di tale intervallo.
La temperatura di autoaccensione del GNL, temperatura dopo la quale il gas presente nell’aria si accende in modo spontaneo, varia con la sua composizione, diminuendo all’aumentare della quantità di idrocarburi pesanti. In una miscela aria-combustibile con circa il 10% di metano nell’aria, questa temperatura è circa 540 °C, inferiore rispetto alla temperatura di accensione del gas naturale pari a 599 °C [26].
Anche il calore che il GNL può sprigionare durante la fase di combustione varia in funzione della sua composizione, aumentando al crescere della quantità di metano presente. Tipicamente il suo potere calorifico inferiore è intorno a 48,8 MJ/kg [27] e la sua combustione produce
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principalmente anidride carbonica e vapore acqueo. Grazie al processo di depurazione subito, le emissioni di ossidi di azoto sono molto basse e ancora più ridotte, se non assenti, sono le emissioni di ossidi di zolfo e di particolato.
2.3. Il processo di rigassificazione
Come mostrato in figura 2.1, la filiera tradizionale del GNL comprende quattro fasi principali:
− la produzione del gas naturale; − la liquefazione e lo stoccaggio; − il trasporto via nave;
− lo stoccaggio e la rigassificazione.
Figura 2.1: Filiera del GNL [28].
La fase di rigassificazione consiste nel riportare il GNL dal suo stato liquido, alla temperatura di -162 °C, al suo stato gassoso a 20 °C, grazie all’utilizzo di una notevole quantità di calore. A seguito di questa fase, il GNL rigassificato viene immesso nella rete di distribuzione del gas naturale per essere utilizzato dalle utenze domestiche, industriali e dalle centrali elettriche.
A differenza del processo di liquefazione, su cui negli anni i ricercatori hanno concentrato i loro sforzi, il processo di rigassificazione, ad oggi, non risulta ancora ottimizzato dal punto di vista termodinamico [29]. Attualmente, infatti, la maggior parte dei terminali di rigassificazione utilizza tecnologie che non prevedono il recupero dell’energia fredda disponibile nel GNL. Tra
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queste tecnologie si trovano i vaporizzatori, che si dividono in base al loro principio di funzionamento in:
− vaporizzatori ad acqua di mare in circuito aperto (Open Rack Vaporizer o ORV); − vaporizzatori a fiamma sommersa (Submerged Combustion Vaporizer o SCV); − vaporizzatori a fluido intermedio (Intermediate Fluid Vaporizer o IFV); − vaporizzatori ad aria ambiente (Ambient Air Vaporizer o AAV).
Queste tecnologie sono le più utilizzate a livello globale nell’industria del GNL, con i vaporizzatori ORV e SCV che rappresentano rispettivamente il 70% e il 20% del totale [20]. Mentre, i sistemi per l’utilizzo dell’energia fredda del GNL presenti nel mondo rappresentano meno dell’1% di queste tecnologie [30].
2.3.1. Vaporizzatori ORV
I vaporizzatori ORV utilizzano l’acqua di mare come sorgente di calore per rigassificare il GNL. L’acqua di mare è la fonte di calore preferita per queste applicazioni, grazie alla prossimità dei terminali di rigassificazione al mare aperto, che consente di avere a disposizione grosse quantità di acqua di mare ad un basso costo (spesso il costo è dovuto solo al lavoro richiesto dalle pompe) [31].
L’acqua di mare viene prelevata, filtrata e mandata al collettore superiore del vaporizzatore, dal quale, successivamente, cade sulla superficie esterna dei pannelli dello scambiatore di calore. Questo scambiatore è dotato di tubi, disposti in pannelli, all’interno dei quali scorre il GNL, che muovendosi verso l’alto viene vaporizzato. L’acqua di mare scambia in controcorrente con il GNL e poi viene scaricata dal basso, mentre il gas naturale esce d’alto come mostrato in figura 2.2 [30].
