Sintesi degli atti

1 OTTOBRE 2005
STAFFETTA QUOTIDIANA
PAG. 17
Un contributo dei partecipanti al Master Safe
Pubblichiamo di seguito il primo di quattro articoli redatti dai partecipanti alla VI edizione del
Master Safe in Gestione delle Risorse Energetiche (v. Staffetta 18/12/04). Al centro di questo primo
articolo, a cura di Pietro Di Felice, Paolo D’Ovidio, Giuseppe Lo Coco, Giovanni Malara, Marco
Oliveri, Maria Sitkareva, Gianluca Trasatti, il tema del “Gas To Liquids”. La crescente domanda di
petrolio e gas, le stime delle riserve provate di combustibili fossili e i prezzi sostenuti del barile di
greggio e dei prodotti derivati, inducono a prendere seriamente in considerazione forme alternative
di sfruttamento delle risorse energetiche. In questo contesto si colloca la tecnologia Gas To Liquids,
una tecnologia tornata d’attualità e dal futuro promettente.
Gtl: una tecnologia tornata d’attualità
L’espressione Gas To Liquids (Gtl) indica il processo di
conversione del gas naturale in prodotti liquidi dalle eccellenti qualità, quali nafta, distillati medi (Diesel, Jet-Kerosene)
e basi lubrificanti. La tecnologia si basa su un processo di
sintesi inventato negli anni 20: nel periodo compreso tra le
due guerre mondiali, per sopperire alla scarsità di rifornimenti energetici in Germania si sperimentarono varie tecniche di sintesi di idrocarburi liquidi. Il metodo che ebbe maggior successo fu quello inventato da Franz Fischer e Hans
Tropsch nel 1923, che prese il nome di reazione di FischerTropsch. All’epoca tale processo di sintesi veniva utilizzato
per produrre diesel di alta qualità, oli lubrificanti e cere a
partire dal gas sprigionatosi dal riscaldamento del carbone.
Nel 1929 la Standard Oil del New Jersey acquisì il brevetto
della sintesi Fischer-Tropsch. Lo sviluppo di questa tecnologia mirava a ridurre la dipendenza dalle importazioni di greggio e di prodotti petroliferi e assunse un ruolo strategico per
la Germania per assistere l’enorme sforzo bellico durante la
II guerra mondiale. Finita la Guerra, molti paesi valutarono
la possibilità di utilizzare il processo Fischer-Tropsch, ma la
disponibilità di consistenti rifornimenti ed il basso prezzo del
greggio rese poco attraenti i relativi investimenti. Negli ultimi
anni, a seguito dei livelli crescenti del prezzo del greggio e
dei sensibili miglioramenti della tecnologia, l’alternativa Gtl
è tornata all’attenzione delle majors petrolifere [1, 2].
Gtl: dalle riserve al mercato.
La tecnologia Gtl rappresenta un nuovo modo per portare il gas naturale al mercato, e si affianca a tecnologie già
affermate e mature quali gasdotti e Gnl. I gasdotti sono la soluzione più conveniente per colmare le distanze minori; tra i
2000 e i 4000 km le pipeline sono ancora la migliore scelta
qualora si possano realizzare sulla terraferma, mentre, per
distanze maggiori o nell’impossibilità di costruire gasdotti via
terra, la liquefazione del gas naturale e il trasporto su metaniere
comportano un costo minore [3]. La distribuzione geografica
delle riserve mondiali di gas risulta poco uniforme e mostra
come i più grandi giacimenti di gas naturale siano distanti dai
mercati di sbocco. Infatti, a fronte di 180.000 miliardi di metri
cubi di riserve mondiali provate di gas, il 39% risulterebbe
ubicato nell’area mediorientale e il 32% nell’area della Comunità degli Stati Indipendenti (ex Unione Sovietica), principalmente in Russia [4]. Il 45% delle riserve provate è di tipo
Stranded1, e la tecnologia Gnl potrebbe in qualche caso essere utilizzata per lo sfruttamento di tali risorse. In altri casi meno
favorevoli il Gtl, insieme al Gnl, potrebbe rivestire un ruolo significativo per la monetizzazione dello stranded gas, convertendolo in prodotti liquidi, facilmente trasportabili.
Una tecnologia in via di sviluppo
Un impianto Gtl racchiude in sé applicazioni riconducibili
a molteplici tecnologie e dunque presenta un grado di complessità superiore ad un impianto di raffinazione tradizionale.
La conversione del gas naturale in prodotti liquidi avviene fondamentalmente in tre fasi:
• Produzione del gas di sintesi (Syngas);
• Reazione Fisher Tropsch;
• Upgrading dei prodotti e raffinazione.
Il Syngas può ottenersi tramite processi di ossidazione
parziale/catalitica e steam reforming, a seconda del desiderato rapporto tra monossido di carbonio (CO) e idrogeno (H2)
costituenti il gas di sintesi
–
–
Partial oxidation: CH4 + ½ O2 → CO + 2 H2 (esotermica)
Steam reforming:CH4 + H2O → CO + 3 H2 (endotermica)
Il cuore del procedimento Gtl è la reazione FischerTropsch, che a partire dal Syngas restituisce un prodotto
dall’elevato contenuto paraffinico. All’interno di un reattore a
letto fisso/fluido, catalizzatori al ferro o al cobalto pilotano la
formazione di cere (Wax). Queste vengono convertite, in
opportuni reattori catalitici, in prodotti quali Gpl, Nafta, Diesel, Jet Kerosene e Basi Lubrificanti in percentuali variabili a
seconda della tipologia d’impianto [5, 6].
Prodotti Gtl: diesel e basi lubrificanti
A prescindere dalle percentuali ottenibili, tutti i prodotti
Gtl presentano un impatto ambientale molto più basso rispetto a quelli convenzionali ottenuti dal petrolio e si concentrano nelle frazioni più pregiate del barile quali Gpl, nafte
di eccellente qualità petrolchimica, distillati medi (Diesel e
Jet Kerosene) e basi lubrificanti, senza l’indesiderata produzione di residui pesanti.
In alcuni impianti Gtl la produzione di distillati medi può
essere spinta a un punto tale da annullare completamente la
percentuale di basi lubrificanti che, dunque, può oscillare tra il
30% e lo 0%; ciò dipende dalle tecnologie utilizzate e dalle
scelte commerciali della compagnia investitrice.
La domanda mondiale di Diesel, in crescita al ritmo del
3% annuo e l’imporsi di specifiche sempre più restrittive sui
carburanti, rendono attraente la prospettiva di ottenerlo da
un processo Gtl. Infatti il Diesel Gtl è un prodotto con caratteristiche pregiate: ha un alto numero di cetano2 (tra 70 e 80
a differenza di un valore 50 circa di un diesel convenzionale),
un bassissimo contenuto di zolfo (tra 0 e 5 ppm, a fronte di 50
ppm di zolfo come da specifica corrente) e bassi livelli di
impurità, metalli e idrocarburi aromatici [1, 2, 5, 6]. Queste
qualità fanno sì che il diesel Gtl, come carburante, possa
dare un contributo apprezzabile alla riduzione delle emissioni inquinanti. Nonostante le eccellenti proprietà del diesel Gtl,
occorre fare alcune precisazioni circa il possibile impatto di
questo prodotto sul mercato. La produzione di un singolo
impianto di taglia media da 50.000 b/g, rappresenta una percentuale così bassa (solo lo 0,3%) dell’attuale mercato mondiale del Diesel (pari a 15,4 milioni di b/g) da non suggerirne
l’impiego tal quale [5]. Più probabile l’ipotesi che il prodotto
venga usato come componente diblending con il diesel convenzionale, al fine di un miglioramento del prodotto finale.
Al pari del diesel Gtl, anche i lubrificanti da basi Gtl
possiedono caratteristiche pregiate: alto indice di viscosità,
zero zolfo, elevata biodegradabilità, ottime performance nei
motori di nuova generazione, tutte caratteristiche che li pongono nel segmento premium del mercato dei lubrificanti accanto alle Pao (Polialfaolefine) [2, 5]. Tuttavia, sul mercato
dei lubrificanti, la produzione di basi lubrificanti di un singolo
E’ vietata la copia, la riproduzione anche parziale o la diffusione con qualsiasi mezzo
del presente documento. © RIP Srl – Tutti i diritti riservati
Legge n°663 del 22/4/1941. Protezione del diritto d’autore ed altri diritti connessi al suo esercizio.
E’ vietata la copia, la riproduzione anche parziale o la diffusione con qualsiasi mezzo
del presente documento. © RIP Srl – Tutti i diritti riservati
Legge n°663 del 22/4/1941. Protezione del diritto d’autore ed altri diritti connessi al suo esercizio.
GAS TO LIQUIDS: UN’ALTRA FRONTIERA PER IL GAS
PAG. 18
STAFFETTA QUOTIDIANA
impianto Gtl, 30.000 b/g, ha un ruolo diverso: copre infatti
una quota pari al 4% del totale di 750.000 b/g [5]. Dal momento che questo mercato si configura di nicchia, i lubrificanti Gtl potrebbero acquisire un posizione privilegiata in funzione delle proprie qualità, accrescendo l’offerta di prodotti
top tier. Ciò potrebbe provocare una ridefinizione delle posizioni di mercato degli operatori, a vantaggio dei produttori di
basi lubrificanti da Gtl rispetto a quelli ancora legati alla produzione di lubrificanti convenzionali.
La valutazione economica dell’investimento Gtl è basata su un impianto con le seguenti caratteristiche:
- produzione media di 50.000 b/g;
- vita utile di 20 anni: ciò richiede una riserva di gas naturale che assicuri almeno 4,2 Miliardi di metri cubi per anno.
Un impianto di tali dimensioni ha un costo iniziale di
investimento che oscilla tra 1,3 e 1,7 Miliardi di dollari, di cui
circa il 50% è imputabile alle facility necessarie per la produzione del Gas di Sintesi e la conversione di Fischer-Tropsch.
Tuttavia, il progresso tecnologico, lo sviluppo di economie di scala, la localizzazione dei siti di produzione e l’integrazione con altre tecnologie, in particolar modo il Gnl, potrebbero contribuire significativamente alla progressiva
riduzione dei costi di investimento.
In riferimento al progetto considerato, si stima che i costi
operativi oscillino tra 4 e 5 dollari per barile e quelli di ammortamento intorno a 4 dollari per barile. Queste valutazioni, ipotizzando un ritorno sull’investimento medio del 12%,
inducono a ritenere che il costo totale di produzione unitario
sia compreso tra 23 e 30 dollari per barile.
Considerando che i prodotti Gtl hanno un valore di mercato largamente superiore a quello del greggio, alla luce del
prezzo corrente del barile di greggio, i costi di produzione
dell’impianto esaminato rendono profittevole l’investimento
Gtl anche a prezzi del greggio al livello storico di 20 dollari/
barile, ignorando del tutto gli attuali valori al di sopra dei 40
dollari/barile. Se poi, come parrebbe a molti analisti del settore, i prezzi del greggio dovessero stabilizzarsi al di sopra
dei 30 dollari/barile, il ritorno sull’investimento ne uscirebbe
ulteriormente rafforzato [6, 7, 8].
pianto upstream/downstream per la produzione di 140.000
b/g tra Gpl e prodotti Gtl (principalmente nafta e distillati medi)
a partire dal 2009.
ChevronTexaco ha in fase di realizzazione il terzo grande
progetto, dopo quelli ExxonMobil e Shell, per cui al 2010 è
prevista in Qatar una produzione totale di 390.000 b/g di
carburanti ricavati da gas.
Sempre nella stessa regione altri operatori come ConocoPhillips e Sasol (in joint-venture con ChevronTexaco)
vorrebbero investire sul Gtl, ma i loro progetti sono attualmente “congelati” dalle autorità locali (v. Staffetta 28/4).
Anche l’Eni comincia a mostrare interesse verso il Gtl,
avendo completato la fase di sperimentazione sull’impianto
pilota di Sannazzaro de’ Burgundi (PV). Proprio Snamprogetti,
filiale ENI, ha ottenuto da ChevronTexaco la sua prima commessa per la realizzazione di un impianto Gtl in Nigeria (v.
Staffetta 12/4).
Una particolare attenzione verso il Gtl sta infine maturando in Russia, il primo paese al mondo per riserve provate
e potenziali di gas naturale.
A causa della localizzazione geografica, le potenziali
future zone produttive sono difficilmente accessibili per le
condizioni climatiche e/o la mancanza di strutture di trasporto economiche. La tecnologia Gtl consentirebbe sia di sfruttare commercialmente i giacimenti sia di introdurre sul mercato prodotti di alto valore aggiunto. Il tema Gtl in Russia è
stato recentemente inserito nel Dialogo Energetico fra l’Unione europea e la Russia nell’ ambito del Pca (Partnership
and Cooperation Agreement) e molte compagnie russe
(Yukos, Gazprom, Tnk-BP e Lukoil) stanno valutando la possibilità di applicare la tecnologia Gtl. In particolare Lukoil e
Gazprom hanno raggiunto un accordo con la Syntroleum
International per la cooperazione nella realizzazione e nell’uso di impianti Gtl per la Russia. La Lukoil ha inoltre un
accordo per l’utilizzo del “flared gas” dei giacimenti in
Kazakhstan dove, dopo il 2005, il ministero dell’Energia e
delle Risorse Minerarie ha imposto limiti sulla produzione
dei giacimenti di PetroKazakhstan (una joint-venture della
Lukoil) fino al raggiungimento del completo sfruttamento del
“flared gas” [7, 8].
Conclusioni
Gtl: i players del mercato
Al momento gli impianti con una produzione commercialmente apprezzabile sono pochi, e si riducono a quello
della Shell in Malesia (da 12.500 b/g) e a quelli, di dimensioni maggiori, della Sasol e Mossgas, entrambi localizzati in
Sudafrica.
Va comunque evidenziato che nei prossimi 15 anni è
prevista la realizzazione di molti impianti di produzione Gtl
grazie agli accordi commerciali fra le principali compagnie
petrolifere, quali ExxonMobil, Shell, Sasol, ChevronTexaco,
QP, e i paesi che dispongono delle maggiori riserve di
Stranded Gas: Qatar, Russia, Iran, Nigeria, Australia.
Ambiziosi sono i progetti che ExxonMobil sta sviluppando in Qatar, forte della tecnologia proprietaria Agc-213: un
impianto Gtl da 150.000 b/g entrerà in funzione nel 2011.
Sulla base dell’esperienza maturata in Malaysia anche
Shell4, in partnership con Qatar Petroleum (QP), ha avviato
il progetto “Pearl Gtl” che prevede la realizzazione di un im-
Il Gtl è un investimento promettente in quanto la tecnologia consente l’utilizzo economico di stranded e flared gas.
Potrebbe in futuro fornire una ulteriore opzione per lo sfruttamento degli idrati di metano, se e quando questi composti si
affacceranno alla ribalta energetica. L’evoluzione tecnologica consentirà di ridurre nel tempo i costi di produzione e di
migliorare le rese di conversione del gas in prodotti liquidi,
rendendo l’investimento in Gtl ancor più attraente. Pur non
risolvendo i problemi energetici del mondo, il Gtl ne agevola
sicuramente la soluzione, venendo incontro alle necessità
dei paesi produttori, interessati a monetizzare riserve altrimenti non sfruttabili, ed a quelle dei paesi consumatori, sempre più alla ricerca di prodotti ambientalmente accettabili. In
sintesi il Gtl è una buona opportunità economica per assicurare un nuovo futuro alle riserve del gas naturale.
Un ringraziamento particolare per la realizzazione di questo articolo
va all’ing. Adriano Piglia – Centro Studi Safe
n
Note
1) Si definiscono Stranded i giacimenti di gas naturale difficilmente raggiungibili per cause di natura geografica, climatica e infrastrutturale.
Rientra nella definizione anche il gas naturale associato alla produzione di petrolio e il gas che viene mandato in torcia (flared gas), risorse
che normalmente non vengono utilizzate a causa dei piccoli volumi estratti per punto di produzione; 2) l’elevato numero di cetano è indice
di ottime prestazioni di un Diesel come combustibile per autotrazione; 3) Advanced Gas Conversion for 21st Century; 4) Qatar Shell Gtl, in
località Ras Laffan.
Riferimenti bibliografici: [1] ExxonMobil Corporation, Gtl Outlook, http://www.exxonmobil.com/corporate/files/corporate/outlook_gtl.pdf;
[2] Shell. http://www.shell.com/gas; [3] Rob S Franklin, Taking Gas to Market, Mepg 2002 Conference Doha, http://www.exxonmobil.com/
corporate/files/corporate/taking_gas_market.pdf; [4] World Energy Outlook 2004; [4] ExxonMobil Corporation, Advanced Gas Conversion
for the 21st Century, http://www.exxonmobil.com/corporate/files/corporate/advances_AGC21.pdf; [6]
ConocoPhillips. http://
gassolutions.conoco.com/gtl_brochure.pdf; [7] Jack Giacometti, Shell Gas&Power, The Potential of Marketing Gtl Products, http://
www.shellglobalsolutions.com/gasevents/gas_liquids/The_Potential_for_Marketing_GTL_-_WPC_Doha.pdf; [8] Michael Culligan,
ConocoPhillips, GTL: New Technology for a New Industry, http://www.dohagascon.com.qa.
E’ vietata la copia, la riproduzione anche parziale o la diffusione con qualsiasi mezzo
del presente documento. © RIP Srl – Tutti i diritti riservati
Legge n°663 del 22/4/1941. Protezione del diritto d’autore ed altri diritti connessi al suo esercizio.
E’ vietata la copia, la riproduzione anche parziale o la diffusione con qualsiasi mezzo
del presente documento. © RIP Srl – Tutti i diritti riservati
Legge n°663 del 22/4/1941. Protezione del diritto d’autore ed altri diritti connessi al suo esercizio.
Considerazioni Economiche
1 OTTOBRE 2005