Settembre 2006. A cura di Gianpaolo Zernetti.

GAS NATURALE – LNG – RIGASIFICATORI.

1. Il Gas Naturale.
E’ costituito per la gran parte da metano (CH4) più piccole frazioni di idrocarburi leggeri. E’ presente in natura. Rispetto ai combustibili liquidi di natura fossile presenta i seguenti vantaggi (il riferimento è quello della combustione in motori endotermici, i rapporti possono essere variati quantitativamente, non qualitativamente, per l’utilizzo nei combustori delle turbine o nei bruciatori degli impianti a vapore):
- riduzione di costo presso che generalizzata nei confronti dei combustibili distillati
(LFO)
- riduzione di costo in taluni Paesi e circostanze anche nei confronti dei combustibili residui pesanti (HFO)
- drastica riduzione delle emissioni di NOx: da -25% a 1/20
- pratica eliminazione del SOx (particolarmente elevato con HFO)
- forte contenimento del particolato (cosiddette polveri): da 1/3 rispetto LFO a 1/10 rispetto HFO
- riduzione del CO2 (-20%, in ragione del diverso contenuto di H2 e C nei due
combustibili, a parità di consumo).
Il problema della disponibilità delle risorse mondiali è comune a tutti i combustibili di origine fossile. Al momento le riserve di gas naturale, ancorché limitate, sono superiori a quelle del petrolio.

2. Il trasporto.
A parte i casi dell’uso diretto in prossimità dei pozzi, si fronteggiano due sistemi:
- il trasporto allo stato gassoso con condutture apposite e sistemi di pompaggio (metanodotti)
- la liquefazione con impianti all’origine, il trasporto con navi speciali (metaniere) ancora allo stato liquido, la rigassificazione in prossimità del terminal d’arrivo, con successivo utilizzo o immissione in una rete di distribuzione.
A parità di condizioni politiche e di fattori esterni alle dinamiche di mercato, la seconda strada appare più costosa.
Risulta però una strada obbligata per due ordini di ragioni:
- la necessità di diversificare le fonti per poter effettivamente giocare sul mercato mondiale senza essere assoggettati a ricatti e posizioni dominanti (vedi accordo Gazprom-Sonatrach) o pericolose invasioni di campo (ipotesi di accordo Gazprom-Eni)
- la possibilità di sfruttare approvvigionamenti transoceanici, di impensabile collegamento con metanodotti (vedi ingenti riserve boliviane), costituendo nuove strategie ed alleanze.
Vi era un piano che prevedeva 11 rigassificatori in Italia. Il numero di cui si parla, 4 o 5, che si aggiungono all’unico esistente ed operante, a Panigaglia, dal 1992, sembrano sufficienti ma assolutamente necessari.
L'impianto di Panigaglia a Fezzano (La Spezia), di proprietà ENI, costruito nel lontano 1971, poi modificato, entrato in regolare servizio nel 1992 è tuttora funzionante e non ha mai registrato incidenti. La sua dimensione è inferiore a quella dei progetti attuali (lo scorso inverno, in tempi critici, gassificava 11 milioni di m3/giorno, da cui si desume una potenzialità di circa 4 miliardi m3/anno, 1/2 dei "nostri"). Sorge in zona ambientale pregiatissima (siamo a due passi da Portovenere). Vi sono state alcune riserve di parte ambientalista, nel tempo, ma il rapporto con gli enti ed organismi locali è sostanzialmente buono.

3. Il terminal nel paese di arrivo: oneri ed opportunità.
L’argomento all’ordine del giorno è rappresentato dall’impianto di rigassificazione, con immissione del gas in una rete locale o internazionale di trasporto e distribuzione. Il gas liquido viene trasferito dalla metaniera, può essere stoccato e successivamente rigassificato mediante apporto di calore.
Gli oneri di una infrastruttura di questo tipo sono il traffico navale, i rischi di incidenti e perdite, con conseguente rischio d’incendio (sul tanto citato rischio esplosione torneremo poi).
Il problema dell’apporto di calore per la rigassificazione, invece, non solo non è necessariamente un onere (vedi gli studi sul raffreddamento dell’acqua di mare, usata in entrambi i progetti presentati come veicolo di riscaldamento, che determinerebbe un’alterazione dell’equilibrio termico del golfo e forse dell’apporto d’ossigeno), ma può essere una preziosa risorsa da utilizzare in un parallelo impianto che sfrutta il freddo prodotto (un’industria di liofilizzati e altri conservati alimentari, ma anche le ingenti necessità di raffreddamento della Ferriera, piuttosto che quelle dei motori in prova alla Wartsila ecc.).
I progetti presentati si limitano a prospettare questa possibilità ma non se ne fanno assolutamente carico. E’ evidente che un progetto che preveda la presenza di un circuito chiuso con possibilità di recupero delle frigorie prodotte è completamente diverso da un progetto con circuito aperto ad acqua di mare che debba essere convertito in un secondo tempo. Ed anche il famoso problema del cloro è legato a questa soluzione: cloro necessario per preservare la pulizia delle prese a mare e delle condutture di acqua marina, del tutto assente in un impianto a circuito chiuso.
Del resto i vantaggi sono ovvi: disponibilità di gas con priorità, possibilità di praticare tariffe più convenienti sulla rete locale ecc.
Voglio aggiungere un vantaggio che a mio avviso potrebbe avere, in prospettiva, un ruolo strategico: la disponibilità di ingenti quantitativi di LNG per la distribuzione ancora allo stato liquido. Penso al trasporto navale (navi con apparati propulsivi funzionanti a gas e sistemi di stoccaggio e trattamento a bordo di gas liquido), autocarri (pensiamo alle motrici dei track che fanno la spola con le portacontainer) ed autobus funzionanti a gas, sia come gas compresso che, meglio, come gas liquido in appositi contenitori a bordo del mezzo, e mini-impianto di gassificazione a bordo.
La Norvegia è un paese che si sta muovendo in questa direzione: invece di
metanodotti nei fiordi e attraverso le montagne, una distribuzione puntuale e una dislocazione articolata di depositi di gas liquido; ma anche l’Inghilterra e la Francia hanno iniziato a battere questa strada.

4. Il trasporto navale.
Un accenno separato a questo tema specifico (tornando sull’argomento precedente) perché…è un po’ il mio mestiere.
- le metaniere sono mosse da turbine o da motori diesel lenti a 2 tempi, che
bruciano HFO, raramente da motori medium speed a 4 tempi;
- circa vent’anni fa si è cominciato a studiare l’utilizzo di motori diesel funzionanti a gas che, oltre ai comuni vantaggi sull’inquinamento atmosferico, presentano l’enorme vantaggio economico di sfruttare il boil-off (quantitativo di gas che evapora “naturalmente” durante il tragitto, per compromesso sulle necessità di insolazione, ovvero in alternativa a costosi e macchinosi impianti di riliquefazione a bordo), tale quantitativo viene espulso, ovvero bruciato in caldaia con basso rendimento energetico, può essere sfruttato ad alto rendimento alimentando direttamente i motori propulsivi;
- recentemente si assiste ad un vero boom delle costruzioni navali di questo tipo (Francia, Giappone)
- il passo successivo è immaginare la propulsione gas-diesel (si tratta sempre, come il caso precedente, di motori dual-fuel, in grado di fornire le massime prestazioni sia in gas-mode che in diesel-mode) per naviglio diverso dalle metaniere: traghetti, portacontainer, navi crociera ecc.; in questo caso non si parla più della trasformazione del solo motore propulsivo, ma di tutto l’impianto di stoccaggio e trattamento di bordo, con conseguente necessità di rivedere normative e prescrizioni
- esistono pochi esempi di traghetti con apparati propulsivi costituiti da motori a gas e stoccaggio a bordo di gas liquido, l’unica bandiera è quella Norvegese, l’unica Società di Classifica è il DNV, ma la cosa sta prendendo piede, da una parte sotto l’incalzare delle restrizioni sulle emissioni in campo navale (dal 2000 restrizioni generali sugli NOx, dal 2006 restrizioni sugli SOx limitati ai mari chiusi del Nord, in prospettiva il Mediterraneo), dall’altra per ragioni economiche per il convergere dei prezzi del combustibile liquido (desolforato) e gassoso e la riduzione dei costi di manutenzione
- se la tendenza si affermerà (Lloid’s Register e Comitato UE vi stanno lavorando) c’è da pensare agli stoccaggi litoranei per tale naviglio, alla conversione a gas di naviglio esistente ed a tutte le sinergie tra navale e terrestre ipotizzabili.

5. La sicurezza.
Mi propongo di leggere e studiare i progetti presentati per dare un giudizio personale, parziale ed opinabile, ma quantomeno non basato sul sentito dire.
E mi riprometto di ritornare sull’argomento. Al momento vorrei esprimere solo alcune preoccupazioni e raccomandazioni.
I primi impianti di liquefazione risalgono agli anni ’40, in America, per stoccaggio (peaksaving), non per trasporto. Un grave incidente a Cleveland nel 1944 ha messo in luce le carenze progettative dell’epoca (a partire dal materiale dell’involucro del tutto inadatto alle basse temperature). L’epoca moderna è iniziata negli anni ’60, con liquefazione legata al trasporto (baseload). Primo impianto in Algeria ad Arzew, messo in marcia nel 1964, con terminal di rigassificazione a Canvey Island in Gran Bretagna. L’impianto di Arzew è tutt’ora in funzione. Da allora gravi incidenti si sono verificati nel ’73, Staten Island, New York, nel ’79, Lusby, Maryland, nel 2004, Skikda, Algeria. Più altri minori. Non tanti, in ragione del tempo trascorso e del numero di impianti installati. Perdite di gas, accompagnate da guasti od errori di conduzione che hanno causato incendi o esplosioni. Con maggiore incidenza per gli impianti di liquefazione rispetto a quelli di rigassificazione. Fino a veri record di sicurezza (Seaborne LNG in 45 anni di attività).
Gli attuali criteri progettativi e le misure di segnalazione e controllo delle condizioni del deposito, di transito e trasformazione e delle perdite sono in grado di prevenire qualsiasi serio rischio. Non impedendo le alterazioni degli equilibri, le immissioni accidentali in atmosfera ecc., ma controllandone l’entità e contrastandone lo sviluppo. Diverso è il caso dell’attentato, perché i quantitativi in gioco, ammessi in fase progettativa, potrebbero essere drammaticamente superati ed i tempi di sviluppo del gas terribilmente ristretti. Il problema è stato all’attenzione del Dipartimento dell’Energia americano nel 2004, che ha concluso non potersi compiutamente prevedere le conseguenze di un attacco intenzionale con potenti mezzi militari. Ciò nondimeno successivamente è stato autorizzato un grosso terminal LNG a Fall River, Massachusetts, in un’area densamente popolata.
Tutti sappiamo che l’esplosione avviene per accensione di una miscela di gas ed ossigeno, nel campo 5-15% in ambiente chiuso. Il progettista di Endesa ammette che un quantitativo di 1,5 tonnellate di LNG che vaporizzasse istantaneamente può dar luogo ad esplosione anche in ambiente “parzialmente confinato” (e il terminal off-shore sarebbe assolutamente non confinato mentre quello a terra dovrebbe prevedere questo vincolo), non solo, ma che un quantitativo di 5 tonnellate che evaporasse istantaneamente (e sul fattore tempo c’è tanto da discutere) darebbe luogo ad esplosione anche in campo aperto. Naturalmente quantitativi così ingenti disponibili al processo di trasformazione di stato in tempi quasi nulli sarebbero il frutto di squarci enormi, resi possibili solo da vere azioni belliche.
E’ stato richiesto un modello fisico per simulare un’evenienza del genere. Personalmente non lo credo molto utile. Non sarebbe male invece chiedere al Progettista, o, meglio ad Ente competente di peso internazionale lo studio di un modello matematico che rappresenti questo “primo istante” e la successiva fase di formazione e diffusione in atmosfera della nube gassosa.
Forse saremmo più realisti, non del re, ma degli americani. Certo che pensare ad una capacità di valutazione di fenomeni di questo tipo da parte ASL o VVFF fa sorridere!

Trieste, 15.9.06.

Gianpaolo Zernetti.
Ingegnere. Consulente Industria leader mondiale propulsione diesel navale e produzione diesel elettrica.