IL – Il Sole 24 Ore , 1 ottobre 2017
Arriva un bastimento carico di gas
Inodore, incolore, non tossico, non corrosivo e non infiammabile, il gas naturale liquefatto (GNL o LNG, dall’inglese liquefied natural gas) è una forma di gas metano raffreddato a circa -160 gradi centigradi. La liquefazione permette di ridurre il volume del gas di circa 600 volte rispetto alle condizioni standard, consentendo così lo stoccaggio e il trasporto di notevoli quantità di energia in spazi ridotti e a costi competitivi. Grazie agli investimenti in grandi impianti di stoccaggio e liquefazione per l’esportazione, navi dedicate (le metaniere) trasferiscono il GNL dai luoghi di produzione agli impianti di rigassificazione presenti in tutto il mondo. Il GNL è rapidamente cresciuto di importanza sin dalle prime spedizioni nel 1964, raggiungendo oggi il 10 per cento dei consumi mondiali di gas naturale e il 31 per cento del suo commercio mondiale.
Le navi metaniere costano circa 200 milioni di dollari e possono essere noleggiate per periodi di cinque 0 più anni. Le prime metaniere GNL commerciali, la Methane Princess e la Methane Progress, lasciarono l’Algeria dirette in Inghilterra e Francia nel 1964. Queste prime navi, equipaggiate con serbatoi indipendenti in alluminio Conch, avevano una capacità di 27mila metri cubi e utilizzavano il GNL come carburante. Delle 370 metaniere GNL oceaniche attualmente in servizio, 260 sono provviste di turbine a vapore capaci di bruciare olio o gas rigassificato; altre 60 sono a doppio combustibile.
Le navi sono cresciute in termini di dimensioni – le più grandi sono quelle della serie Q-Max e raggiungono 345 metri di lunghezza, 53,8 metri di larghezza e 34,7 metri di altezza, con una capacità di 266mila metri cubi. Ci sono anche metaniere più piccole, con una capacità compresa fra mille e 3mila metri cubi. Tali spedizioni sono adatte per soddisfare le necessità energetiche di molte comunità isolane in Indonesia e nelle Filippine.
La crescita della produzione di GNL deve molto al crescente numero di fornitori di gas naturale, in particolare Qatar, Oman, Australia, Malesia, Nigeria, Indonesia e Norvegia. Anche gli Usa sono diventati un importante esportatore di GNL grazie alla spettacolare crescita della produzione non convenzionale di shale gas. Fino a un recente rallentamento, la crescente produzione era in grado di soddisfare la richiesta di gas da parte dell’industria in Giappone, Cina e Corea del Sud. Nuovi mercati, in particolare in America Latina, vengono serviti dal gas statunitense e dagli emergenti India, Pakistan e Sud Africa. Quello che era un mercato regionale limitato dall’accesso ai gasdotti si è trasformato così in un mercato globale.
Gli impianti di liquefazione operativi sono 40 in 20 Paesi, con un output stimato di 270 milioni di tonnellate. Ci sono altri 12 impianti in costruzione, di cui cinque negli Stati Uniti. Anche se un impianto per l’esportazione di GNL può costare almeno 30 miliardi di dollari – o 1,5 miliardi di dollari per milione di tonnellate di capacità annua –, più di 50 miliardi di metri cubi annui di nuova capacità di liquefazione di LNG sono entrati in servizio dal 2014 all’epoca del picco di prezzo di petrolio e gas. Non solo si è moltiplicato il numero di impianti dedicati all’esportazione, ma innovazione ed economie di scala hanno permesso la crescita dell’output di un singolo treno da un milione di tonnellate per anno nel i960 a 5 milioni di tonnellate per anno nel 2001. Uno sviluppo accessorio, rappresentato dalle Unità galleggianti di liquefazione del gas naturale (Floating liquefaction naturai gas units, FLNG), incrementeranno ulteriormente la disponibilità di gas liquefatto.
Il giacimento offshore Kanowit (nei pressi di Sarawak, in Malesia) di Petronas e i giacimenti Prelude e Concerto nel Bacino LNG Browse al largo dell’Australia di Shell entreranno in produzione direttamente con una FLNG. Prelude FLNG di Shell sarà più lungo di quattro campi da calcio. Nonostante il considerevole investimento di 30 miliardi di dollari, KPMG evidenzia che la tecnologia FLNG è flessibile e consente un accesso relativamente rapido ed economico a riserve offshore più piccole e distanti, con un ridotto impatto ambientale. Nel complesso si prevede che la nuova capacità produttiva di LNG raggiunga ulteriori 150 miliardi di metri cubi (bcm) entro il 2020, di cui il 90 per cento proveniente da Australia e Usa.
Il gas naturale viene considerato il combustibile del futuro da BP British Petroleum, perché abbondante, economico e più pulito di carbone e petrolio, indicando nel 2035 l’anno della definitiva affermazione a scapito delle altre fonti. Si prevede che il consumo di gas naturale per la produzione di elettricità crescerà fino al 2040, e che a questo settore e al sistema industriale si dovrà attribuire il 73 per cento dell’incremento totale del consumo mondiale di gas naturale secondo l’IEA-International Energy Outlook 2016. La società di consulenza McKinsey prevede che Cuba, Marocco, Sud Africa e Filippine diverranno nuovi, importanti consumatori di GNL. Già oggi, investitori a Johannesburg e Manilla hanno avanzato proposte affinché vengano impiegate unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione (Floating Storage regasification unit, FSRU) per alimentare con il gas le centrali termiche locali.
Marocco, Egitto, Giordania, Kuwait e Dubai avevano lo scorso anno una capacità totale di importazione di circa 39,1 miliardi di metri cubi. In futuro, i Paesi del Medio Oriente, caratterizzati da un elevato tasso di crescita della popolazione, da piani di sviluppo economico e dalla necessità di conservare le proprie riserve di petrolio e gas per l’esportazione, rappresenteranno un mercato in significativa crescita per le importazioni di GNL. Decine di metaniere lasciano rimpianto di esportazione di Sabine Pass, principalmente con destinazione i porti dell’America Latina, e in particolare Argentina, Brasile, Cile e Messico. Anche la Colombia, in concomitanza con l’entrata in funzione di una FSRU, fa parte ora dei nuovi compratori. Tuttavia, la crescente domanda di GNL da parte di questi Paesi potrebbe avere vita relativamente breve, a causa della crescente disponibilità di gas statunitense trasportato in Messico, la crescita della produzione idroelettrica in Brasile e lo sviluppo degli scisti in Argentina.
Il Pakistan offre buone prospettive di sviluppo: si trova infatti costretto a soddisfare una crescente domanda di elettricità e a compensare la diminuzione delle scorte locali di gas. Ha pianificato 60 carichi fino al 2020, nella previsione di un fabbisogno stimato in 60 milioni di tonnellate di GNL nel 2025, scenario che renderà il Paese il secondo importatore di gas liquefatto al mondo dopo il Giappone. Le importazioni saranno facilitate dal completamento di nuove unità FRSU: nel 2020, gli impianti in funzione saranno in totale 7, con una capacità di importazione stimata in 30 milioni di tonnellate all’anno.
Anche il settore indiano dei trasporti costituisce un fattore da tenere in considerazione per gli sviluppi del mercato: il gas è concorrenziale rispetto a gasolio e benzina, più cari, e i costi di gestione potrebbero risultare rispettivamente inferiori di oltre il 60 e 32 per cento ai prezzi attuali. In qualità di Ministro per il petrolio, Dharmendra Pradhan ha dichiarato: «Se saremo in grado di convertire i veicoli per il trasporto a lungo raggio in modo che siano alimentati a GNL, daremo un contributo alla riduzione dell’inquinamento e ridurremo anche i costi». Petronet LNG, il maggiore importatore indiano di GNL, e Indian Oil Corporation, uno dei principali distributori al dettaglio di carburanti, lavorano su autobus di linea alimentati in questo modo.
Secondo la IGU (International Gas Union), più di 33 Paesi hanno terminali di rigassificazione o di importazione di LNG. I terminali terrestri hanno un costo di oltre un miliardo di dollari, di cui la costruzione rappresenta circa il 35 per cento. Esempi di strutture terrestri sono il Grain Terminal vicino a Londra, Gas Access to Europe (GATE) a Rotterdam e il Terminal LNG Adriatic nei pressi di Venezia. Al gennaio 2016, erano previsti 15 nuovi terminali (di cui otto in Cina) in grado di incrementare le importazioni globali di circa 73 milioni di tonnellate all’anno nel 2019.
Una recente innovazione più economica è rappresentata dalle unità galleggianti di rigassificazione e stoccaggio (FRSU), di cui abbiamo già parlato, che costano fra i 200 e i 300 milioni di dollari, di cui sono attualmente operative 20 unità, soprattutto in Egitto, Italia, Cile, Giordania, Pakistan e Giappone. Per i Paesi che desiderano avviare rapidamente la produzione di elettricità da GNL, le FSRU presentano il vantaggio di evitare i costi e le trafile autorizzative delle strutture terrestri, dato che possono essere noleggiate e trainate in posizione. Il GNL ha avuto bisogno di soli cinquanta anni per svilupparsi da un prodotto locale a soluzione in grado di soddisfare le necessità energetiche di clienti in tutto il mondo. La tecnologia è maturata e si adattata in base al variare delle condizioni di mercato. Il settore, oggi, deve affrontare la sfida di un eccesso di offerta globale di GNL.