Autore: Romano Giglioli

Gas naturale: La produzione locale di GNL mediante piccoli impianti di liquefazione

Lo sviluppo della produzione locale di GNL avrebbe un impatto economico importante oltre a fornire al comparto della mobilità un combustibile carbon free

    Romano Giglioli (Professore ordinario di sistemi elettrici per l’energia, DESTEC – Università di Pisa) ci illustra le potenzialità che avrebbero, nel contesto nazionale, i piccoli impianti di liquefazione per la produzione di gas naturale liquefatto (GNL). Attualmente in Italia vi sono 2.000 impianti di biogas, e la metà potrebbe essere trasformata per la produzione di metano da immettere nel sistema o da liquefare. Lo sviluppo della produzione locale di GNL avrebbe impatti economici degni di nota e consentirebbe inoltre di fornire al settore della mobilità un combustibile carbon free.

     

    Il gas naturale, miscela di gas il cui componente principale è il metano, con una riserva accertata a livello mondiale di circa 200.000 miliardi di standard metri cubi (200 Tsm3) ed una estrazione di circa 4 Tsm3 all’anno, riveste un ruolo di primaria importanza nel panorama energetico europeo e mondiale. Si tratta di un combustibile di pregio, caratterizzato da un elevato potere calorifico (10 kWh/sm3) e da una combustione con minori emissioni rispetto ad altri combustibili di origine fossile.

    La sua principale utilizzazione è nella produzione di energia elettrica, calore per i processi industriali e per la climatizzazione degli edifici, per la cottura dei cibi e la produzione di acqua calda per usi sanitari. In misura minore è utilizzato come combustibile nei veicoli stradali.

    L’attuale transizione energetica, che persegue l’obiettivo della decarbonizzazione del settore energetico, promuove una maggiore penetrazione del vettore elettrico, incentivandone la produzione da fonti rinnovabili, ma anche l’uso del gas naturale come combustibile di transizione tra quelli attuali e la totale elettrificazione. In altri ambiti dove il full-electric non sembra praticabile per problemi di stoccaggio energetico, il gas naturale è destinato ad affermarsi anche sul lungo periodo. In particolare il gas naturale liquefatto (GNL) garantisce una elevata energetica specifica (14kWh/kg a fronte dei circa 12 kWh/kg del gasolio e della benzina) e si presta quindi alla sostituzione di altri combustibili liquidi.

    La filiera del GNL consiste in una prima fase di liquefazione del metano sotto forma gassosa, sia di provenienza mineraria che biologica, ottenuta, nella quasi totalità della produzione, mediante impianti criogenici appositamente studiati e realizzati (il metano liquefa a pressione ambiente a -162 °C); si ha quindi un accumulo del gas liquefatto in appositi serbatoi criogenici utilizzati per lo stoccaggio terrestre o per il trasporto, in primo luogo, marittimo per le grandi quantità, e, con accumulatori più piccoli, per quello terrestre.

    Storicamente il GNL non è stato utilizzato direttamente in utenze finali per le varie conversioni energetiche richieste (sotto forma termica, meccanica, elettrica), ma rigassificato ed immesso nelle reti di trasporto e distribuzione del gas, assolvendo, quindi, la sola funzione di vettore energetico per il trasporto tra aree non collegate da metanodotti.

    La politica mondiale per la riduzione dei gas climalteranti prodotti dalle attività antropiche ha stimolato lo sviluppo di tecnologie per l’uso diretto del GNL, in particolar modo per alimentare i sistemi di propulsione delle navi e quelli dei mezzi terrestri per il trasporto merci, nonché per l’alimentazione delle utenze isolate (non collegate ad una rete di distribuzione del gas) per la produzione di calore ed energia elettrica.

    L’uso diretto del GNL naturalmente implica la creazione di una rete logistica per la distribuzione consistente:

    • in una rete primaria di depositi costieri, necessari per il rifornimento delle navi e per alimentare le reti terrestri;
    • le reti terrestri per la distribuzione “retail”, costituite, in primis, da stazioni di rifornimento stradali.

    In questo scenario, pur tenendo conto della probabile creazione di depositi costieri che riceveranno il GNL di origine fossile trasportato via mare dalle navi metaniere (si ricorda la presenza di OLT a Livorno, dell’analogo di Cavarzere a Ravenna e di quello storico di Panigaglia a  La Spezia), la possibilità di avere punti di produzione di GNL diffusi sul territorio nazionale risulta attrattiva e consentirebbe la valorizzazione delle fonti di metano locali.

    L’estrazione mineraria di gas in Italia è di circa 7 GSm3/anno principalmente da pozzi nell’area adriatica della penisola (vedi fig. 1). C’è inoltre una potenziale produzione di metano di circa 10 GSm3/anno da digestione anaerobica di biomassa rinnovabile (scarti e liquami agricoli, scarti delle trasformazioni dei prodotti agricoli, vedi fig 2, materiale organico della raccolta differenziata, materiale organico dei fanghi di depurazione civile ed industriale).

    Fig.1 Siti di Produzione ed importazione del Gas in Italia (elaborazione DESTEC- Università di Pisa)
    Fig. 2 E. Bonari , Il biogas agricolo in Italia.

    Tutte queste fonti diffuse sul territorio nazionale hanno produzioni annue che si collocano, nella maggior parte dei casi, tra 1 e 100 Msm3 e le produzioni minerarie sono immesse nella rete di gasdotti nazionale, mentre quelle biologiche, attualmente circa 3 GSm3/anno, sono utilizzate per la produzione di energia elettrica e calore. In relazione al diffondersi degli usi diretti del GNL e alla riduzione ed eliminazione dei contributi per la produzione di energia elettrica da biogas, è in atto un notevole interesse industriale nell’utilizzare queste produzioni locali per la produzione di GNL, riducendo quindi la catena logistica e le importazioni. Ciò implica lo sviluppo di impianti di liquefazione di medio-piccole dimensioni in grado di produrre GNL a costi inferiori a quelli dell’importazione con benefici economici per gli utilizzatori e la possibilità di sviluppo di una filiera industriale per la produzione dei dispositivi e dei sistemi correlati. La dimensione di questi impianti ricadrebbe nel segmento Small Scale LNG  (SSLNG) capaci di produzioni giornaliere tra 1 e 100 t di GNL.

    Liquefazione

    Le tecnologie oggi disponibili per effettuare la liquefazione di quantità “piccole”, rispetto a quelle storicamente utilizzate nei grandi impianti, son diverse. Alcune, di derivazione dai grandi impianti, usano sostanzialmente un solo treno di liquefazione e sono adatte per trattare quantità dell’ordine delle centinaia di migliaia di tonnellate per anno e, in generale, sono impianti prodotti da grandi multinazionali (esempio GE); sono attualmente i più venduti nel mondo ed hanno prezzi dell’ordine di 50 M di $ per portate tra i 500 e le 1000 kt/anno.

    Esiste una domanda (sostenuta principalmente dagli impianti di biodigestione) di impianti con portate ancora più piccole dell’ordine delle migliaia di t/anno. Essi richiedono tecnologie nuove molto semplici e impianti non presidiati.

    Le principali tecnologie oggi in fase di ricerca e sviluppo sono indicate nella tabella seguente.

    Tipologia di impianto

    Vantaggi

    Criticità

    Cicli a refrigerante internoIl fluido di lavoro è lo stesso metano (nessun costo di reintegro).Elevato consumo energetico, layout di impianto, ciclo con fluido infiammabile
    Azoto LiquidoBasso consumo di energia.Dipendenza da approvvigionamento di N2.
    Stirling InversoCompattezza, rapidità di start-upConsumo energetico, costo
    Brayton inversoCompattezza, rapidità di start-up, modulazione
    Mixed RefrigerantConsumo energeticoLayout di impianto, ciclo con fluido infiammabile

    Una prima valutazione della potenziale domanda di mini-impianti di liquefazione è stata fatta focalizzandosi sul mercato italiano ed europeo, considerando biometano e gas di rete.

    In Italia sono presenti circa 2.000 impianti di biogas (circa 18.000 in Europa) per la produzione di elettricità, di cui si stima che il 50% potrebbe essere trasformato per produrre biometano da immettere in rete o liquefare.

    In relazione a questa potenziale domanda diversi costruttori stanno sperimentando mini impianti di liquefazione (SSLNG) alimentati sia dal gas di rete (o da quello dei pozzi con piccole produzioni) che da quello degli impianti di produzione del biogas. In entrambi i casi occorre un primo stadio di purificazione (upgrading), per ottenere metano  puro, più oneroso nel caso di utilizzo del biogas, quindi un sistema di liquefazione e di accumulo del liquefatto.

    Le prime stime di costo, della liquefazione di un chilogrammo di metano liquefatto, portano a un LCOE dell’ordine di 12-15 c€/kg per gli impianti alimentati con biogas e a un LCOE di 8-11c€/kg per quelli alimentati da rete (o pozzo).

    Questi costi tendono a rendere concorrenziale la produzione locale (cioè in prossimità dell’utilizzo) del GNL rispetto ad una logistica di rifornimento dai punti di importazione (rigassificatori) siti a distanze superiori ai 1000-1500km rispetto all’area di utilizzo come avviene attualmente.

    Esempio di valorizzazione del biogas

    Di seguito è riportato un esempio, con calcoli di prima approssimazione, delle possibilità di valorizzare il biogas prodotto da un impianto con le seguenti caratteristiche:

    • Produzione di biogas 3MSm3/anno
    • Vita utile 20 anni
    • Tasso di interesse 5%
    • Costo manutenzione 3-4% CAPEX/anno
    • Condizione di valorizzazione del biogas prodotto: vendita del prodotto finale sul libero mercato senza incentivazione

    La valorizzazione può essere fatta considerando:

    • Autoconsumo e/o vendita dell’energia elettrica
    • Vendita del BIOMETANO
    • Autoconsumo e/o vendita del BIO-GNL

    e consiste nel margine economico ricavabile dalla vendita del prodotto finale, di ciascun caso, tolte le spese di gestione e gli ammortamenti degli impianti addizionali per il trattamento del biogas prodotto dal biodigestore.

    Nella tabella sottostante è riportata la sintesi delle valutazioni economiche nei vai casi.

    * tra parentesi prezzo medio sul mercato all’ingrosso, per il GNL è riferito alla consegna in centro-nord Italia

    Questo semplice esempio permette di trarre alcune indicazioni di massima per orientarsi nelle scelte:

    • Sul mercato libero dell’energia senza incentivi la migliore valorizzazione del biogas prodotto da un impianto di biodigestione si ha producendo BIO-GNL per la mobilità;
    • La produzione di energia elettrica venduta tramite rete e la produzione del metano venduto tramite rete sono pressoché equivalenti;
    • La valorizzazione in caso di autoconsumo del prodotto finale, confrontandosi con la “bolletta” e non con il prezzo all’ingrosso, risulterebbe notevolmente maggiore.

    L’uso del bio-GNL può far valorizzare la produzione locale mediante piccoli liquefattori e mettere a disposizione un combustibile carbon-free per la mobilità.

     

    Articolo di Romano Giglioli (Professore ordinario di sistemi elettrici per l’energia, DESTEC – Università di Pisa) per Orizzontenergia

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