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Working Paper n. 12
Luglio 2015
La filiera degli usi finali del GNL
La serie di Working Paper REF-E raccoglie i contributi, interni ed esterni, nati dalla volontà di
approfondire argomenti complessi, sviluppare le idee più innovative, confrontarci con il mondo
accademico.
The REF-E Working Paper’s series collects internal and external contributions, born by the
willingness to go deeper in complex topics, to develop the most innovative ideas, to discuss
with academics.
Comitato di redazione: Virginia Canazza, Claudia Checchi, Pia Saraceno
Redazione: Dalia Imperatori
Editore
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Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Indice EXECUTIVE SUMMARY ................................................................................................................... 1 1 GLI USI FINALI DEL GNL ........................................................................................................... 4 1.1 La filiera .......................................................................................................................... 4 1.2 Le diverse catene logistiche ............................................................................................. 5 1.2.1 Il trasporto marittimo ..........................................................................................................5 1.2.2 Il trasporto terrestre ............................................................................................................6 1.2.3 La distribuzione a utenze off‐grid ........................................................................................7 2 LE INFRASTRUTTURE ESISTENTI ............................................................................................... 8 2.1 Le realtà extraeuropee .................................................................................................... 8 2.2 L’ Europa ......................................................................................................................... 8 2.2.1 Il trasporto marittimo ........................................................................................................10 2.2.2 Il trasporto terrestre ..........................................................................................................12 2.2.3 Le utenze finali ...................................................................................................................13 2.3 L’Italia ............................................................................................................................ 14 2.3.1 Il trasporto terrestre ..........................................................................................................15 2.3.2 Le utenze finali off‐grid ......................................................................................................16 3 LE POLITICHE E LA PROMOZIONE ............................................................................................ 18 3.1 L’Europa......................................................................................................................... 18 3.1.1 La direttiva sui combustibili alternativi ..............................................................................18 3.1.2 I quadri strategici nazionali ................................................................................................19 3.1.3 Il programma TEN‐T ...........................................................................................................20 3.1.4 Il regime UE degli aiuti di Stato a finalità ambientale ........................................................21 3.2 Le politiche italiane ........................................................................................................ 21 3.2.1 La Strategia Nazionale sul GNL...........................................................................................21 3.2.2 Atti di programmazione settoriale e locale .......................................................................23 4 I POTENZIALI E LA COMPETITIVITÀ ......................................................................................... 25 4.1 I Consumi di energia....................................................................................................... 25 BOX ‐ IL CASO DELLA SARDEGNA ................................................................................................30 4.2 I prezzi del GNL .............................................................................................................. 30 4.3 Competitività del GNL nei settori target ......................................................................... 31 4.3.1 Il trasporto marittimo ........................................................................................................31 I Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 4.3.2 Il trasporto stradale pesante ..............................................................................................33 4.3.3 Le aree off grid ...................................................................................................................34 4.4 Scenari di penetrazione degli usi finali del GNL in Italia .................................................. 35 5 IL CONTRIBUTO AGLI OBIETTIVI DI POLITICA AMBIENTALE ..................................................... 36 5.1 La qualità dell’aria ......................................................................................................... 36 5.1.1 Nel trasporto marittimo .....................................................................................................36 5.1.2 Nel trasporto stradale pesante ..........................................................................................38 5.2 La riduzione delle emissioni di gas serra ......................................................................... 40 5.2.1 Nel trasporto marittimo .....................................................................................................41 5.2.2 Nel trasporto stradale pesante ..........................................................................................42 5.2.3 Emissioni dirette di metano nella filiera distributiva .........................................................42 6 I PROFILI AUTORIZZATIVI........................................................................................................ 44 6.1 I depositi di idrocarburi .................................................................................................. 44 6.2 Normativa in materia di rischio industriale per gli stoccaggi di GNL ................................ 46 6.3 Lo sviluppo della filiera distributiva ................................................................................ 48 7 LE PROSPETTIVE PER LA DIFFUSIONE DEGLI USI FINALI DEL GNL IN ITALIA .............................. 50 7.1 Punti di forza, punti di debolezza, rischi e opportunità ................................................... 50 7.2 Proposte di policy .......................................................................................................... 52 II Working paper n. 12 – Luglio 2015 La filiera degli usi finali del GNL Abstract Supervisione scientifica: Claudia Checchi Autore: Tommaso Franci La filiera degli usi finali del GNL, già sviluppata a livello internazionale in base a specifici driver, sta muovendo i primi passi anche nella realtà italiana. Ciò è dovuto alle aspettative di mercato degli operatori interessati, connesse anche al ruolo crescente attribuito alla filiera del GNL nelle politiche energetiche dell’UE. I primissimi casi in Italia, a servizio di utenze industriali off‐
grid o di distributori di CNG, si stanno diffondendo in assenza di politiche specifiche, nonchè dell’infrastruttura di base, costituita dai punti di approvvigionamento per i mezzi utilizzati nella distribuzione (autocisterne o navi cisterna). La normativa europea ha da tempo riconosciuto il potenziale del GNL come combustibile alternativo, imponendo che entro 2016 ogni paese definisca obiettivi e misure per lo sviluppo delle infrastrutture che possano consentire l’uso del GNL come combustibile nel trasporto marittimo e stradale pesante in sostituzione dei prodotti petroliferi oggi utilizzati. l’Italia ha di recente avviato il processo di definizione di una propria politica di promozione della filiera del GNL, con la Sardegna che portebbe fare da propulsore, avendo rinunciato all’importazione di gas naturale tramite gasdotto. Il settori target sono il trasporto marittimo, il trasporto stradale pesante e le utenze industriali off‐grid che nel complesso costituiscono circa l’11% dei consumi finali del paese, che potrebbero essere coperti in larga parte dal gas naturale tramite lo sviluppo della filiera del GNL. Le prime valutazioni condotte da REF‐E sulla competitività degli usi finali del GNL nella realtà italiana dei settori target confermano un potenziale di penetrazione significativo in linea con obiettivi delle politiche UE e dei primi scenari elaborati dal Governo. In particolare sono rilevanti gli obiettivi di politica ambientale conseguibili tramite la diffusione del GNL sia in termini di riduzione delle emissioni inquinanti per la qualità dell’aria, che di contenimento delle emissioni di CO2. La diffusione degli usi finali del GNL in Italia richiede però il superamento del gap infrastrutturale nel primo anello della filiera distributiva, con gli interventi possibili presso i terminali esistenti e la realizzazione di una rete di stoccaggi costieri intermedi. Elementi essenziali delle politiche necessarie per lo sviluppo della filiera sono inoltre la stabilità dell’attuale regime fiscale per i prodotti energetici e la funzionalità dei regimi autorizzativi per le nuove infrastrutture necessarie. Misure di sostegno nella fase iniziale di sviluppo della filiera potrebbero essere necessarie per gli investimenti più rilevanti nelle infrastrutture di base della catena distributiva (depositi costieri e navi cisterna) e per la riconversione dei mezzi navali utilizzando gli strumenti offerti a livello UE. Con il patrocinio di 0 III Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Executive Summary Lo sviluppo della filiera del GNL a livello internazionale si è determinato in presenza di specifiche condizioni di mercato costituite da: importanti attività di estrazione del gas naturale, rilevante dotazione di terminali di rigassificazione, dispersione territoriale dei centri di consumo che non rende economicamente fattibile una rete di distribuzione del gas naturale, presenza di impianti di liquefazione legata alla necessità di esportare la produzione delle attività estrattive o per fare fronte alle esigenze di peak shaving non sostenibili dalla rete di trasporto del gas naturale, politiche ambientali forti di tutela della qualità dell’aria basate su standard di emissione che inducono alla sostituzione di combustibili petroliferi con il gas naturale tramite la filiera del GNL, misure incisive di sostegno e fiscalità ambientale mirate alla conversione di mezzi di trasporto verso tecnologie a minori emissioni inquinanti. In Italia, ad esclusione della Sardegna, che costituisce una realtà significativa di consumo energetico non connessa alla rete di trasporto del gas naturale, queste condizioni non sono presenti. Il presupposto per lo sviluppo della filiera è la creazione del primo anello della catena logistica, che richiede investimenti significativi da effettuare presso i terminali, per la realizzazione di infrastrutturie di carico dei mezzi per la distribuzione, ma anche in navi o camion cisterna e in impianti costieri di stoccaggio intermedio. Nonostante l’assenza totale di queste condizioni, nel nostro Paese la nascita in pochi anni delle primissime esperienze di uso del GNL come combustibile per il trasporto pesante terrestre (1), per depositi satellite a servizio di stazioni di rifornimento di GNC (7) e utenze industriali e civili di gas naturale in aree off grid (14), testimoniano un clima di aspettative positive da parte degli operatori. La rilevanza delle aspettative è testimoniata anche dal fatto che queste utenze sono oggi rifornite tramite autocisterne caricate presso i terminali spagnoli e recentemente francesi e olandesi. Le aspettative sono alimentate dall’effettiva competitività degli usi finali del GNL in determinati ambiti, e dall’attesa che venga definito un quadro regolatorio certo per la realizzazione degli impianti che utilizzano il GNL, e che si possa quindi realizzare un effettivo sviluppo della filiera distributiva in tutte le sue articolazioni. La direttiva sui combustibili alternativi prevede che ogni paese membro definisca entro il 2016 obiettivi e misure per lo sviluppo delle infrastrutture che possano consentire l’uso del GNL come combustibile nel trasporto marittimo e stradale pesante, in sostituzione dei prodotti petroliferi oggi utilizzati. Il Governo ha avviato il processo di definizione di una propria politica di promozione della filiera tramite l’elaborazione di una Strategia Nazionale sul GNL, che costituisce il passo preliminare per arrivare al quadro strategico nazionale per il GNL con i requisti previsti dalla direttiva. L’atto di indirizzo per lo sviluppo della filiera del GNL elaborato dal MSE, recentemente posto in consultazione, formula prime ipotesi sulla dotazione infrastrutturale necessaria per lo sviluppo della filiera, e rimanda la definizione di obiettivi e misure di intervento al momento della sua defintiva approvazione, prevista entro la fine del 2015. I principali settori target di queste politiche sono: il trasporto marittimo, il trasporto stradale pesante e le utenze industriali off‐grid che nel complesso oggi in Italia consumano circa 13 Mtep di varie tipologie di prodotti petroliferi. Questo aggregato costituisce circa l’11% dei consumi finali di energia del paese, che potrebbero essere coperti in larga parte dal GNL. 1 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Politiche regionali mirate e iniziative di investimento annunciate nella logistica per la distribuzione del GNL in Sardegna possono costituire un’opportunità e un driver per lo sviluppo della filiera a livello nazionale. Le prime valutazioni condotte da REF‐E nella realtà italiana dei settori target mostrano, per gli usi off‐grid e quelli del trasporto stradale pesante, chiari margini di competitività del GNL rispetto ai costi dei prodotti petroliferi oggi utilizzati. Nel caso del trasporto marittimo la piena competitività del GNL è invece legata all’entrata in vigore o meno nei nostri mari degli standard ambientali previsti per le aree SECA, come avvenuto nei mari nord‐europei. Va inoltre evidenziato che un elemento determinante per la competitività del GNL è costituito dall’attuale regime fiscale, per quello che riguarda la disciplina delle accise del gas naturale per gli utilizzi nei settori target. Complessivamente queste valutazioni consentono di stimare un potenziale di penetrazione significativo quantificabile tra il 10 e il 20% dei consumi dei settori target entro il 2025, in linea con gli obiettivi delle politiche UE e i primi scenari elaborati dal Governo. Tali potenziali di penetrazione consentirebbero per il 2025 una domanda per usi finali di GNL tra i 1,300 e i 2,600 ktep (tra 1 e 2 milioni di tonnellate di GNL). Tali valori equivalgono a 1.5 ‐ 3 miliardi sm3 di gas naturale, che corrispondono al 2 ‐ 4% della domanda di gas naturale nel 2013. Lo sviluppo della filiera degli usi finali del GNL costituisce un’opportunità per la realizzazione di importanti progressi nel raggiungimento di obiettivi fondamentali della politica ambientale a livello nazionale, europeo e internazionale. Per le politiche di miglioramento della qualità dell’aria la diffusione di vettori alimentati a GNL in sostituzione dei combustibili petroliferi può contribuire, sia in termini diffusi per quello che riguarda i corridoi delle reti e direttrici dei trasporti terrestri e marittimi, sia in modo localizzato molto significativo nel caso delle aree delle infrastrutture per il trasporto marittimo. La sostituzione dei combustibili petroliferi con il GNL può dare inoltre un importante contributo agli obiettivi delle politiche di decarbonizzazione nel settore dei trasporti. Le politiche ambientali costituiscono quindi un driver fondamentale per sostenere un impegno efficace e tempestivo nello sviluppo della filiera degli usi finali del GNL secondo le linee indicate dalle direttive europee. La conoscenza e la valorizzazione degli aspetti ambientali connessi alla filiera del GNL può contribuire positivamente a sostenere lo sviluppo delle politiche di promozione in corso di elaborazione. Il superamento dell’attuale gap infrastrutturale richiede in tempi relativamente brevi investimenti significativi da effettuare in navi cisterna per il trasporto e impianti costieri di stoccaggio intermedio, infrastrutture che possono essere definite di base, senza le quali non sarà possibile il potenziale sviluppo degli anelli successivi delle catene logistiche. Anche il quadro normativo dei regimi autorizzativi può costituire una criticità, aggravata da quella legata agli alti costi di investimento necessari. É quindi necessario un quadro normativo certo per la realizzazione degli investimenti indispensabili per la funzionalità dell’infrastruttura di base della filiera del GNL. In questa fase un fattore decisivo per le decisioni di investimento nelle infrastrutture di base è costituito dalle aspettative di effettivo sviluppo delle catene logistiche che caratterizzano i diversi usi finali del GNL e sui possibili livelli per la domanda di questo prodotto energetico. Per le filiere degli usi finali del GNL nel trasporto stradale pesante e nelle utenze off grid, la barriera più critica da superare appare quella legata alla mancanza di un assetto normativo certo per i regimi autorizzativi delle piccole e medie infrastrutture di stoccaggio satellite da 2 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 realizzare in modo diffuso nel territorio. In questo ambito non sembra che ci siano barriere economiche significative anche per quello che riguarda i costi investimento per la conversione a GNL dei mezzi di trasporto pesante. Per la filiera degli usi finali nel trasporto marittimo, gli alti costi di investimento per la conversione a GNL delle imbarcazioni costituiscono invece una barriera economica rilevante a cui si aggiunge oggi l’incertezza sulla realizzazione della catena logistica e delle infrastrutture per il bunkeraggio marittimo del GNL, anch’essi investimenti molto significativi sotto il profilo economico, condizionati specularmente dall’incertezza sull’effettiva conversione delle imbarcazioni. Questa situazione di incertezza reciproca tra gli operatori del trasporto marittimo potenzialmente interessati alla conversione delle imbarcazioni e quelli della logistica per il bunkeraggio marittimo rischia di essere paralizzante rispetto alla possibilità di conseguire gli obiettivi di sviluppo infrastrutturale e diffusione del GNL come combustibile marittimo, anche nei segmenti in cui il suo utilizzo è considerato più promettente, come quello delle linee di traghetti. Gli strumenti di intervento per il superamento di questa condizione di stallo possono essere:  una prospettiva di effettiva attuazione di politiche ambientali forti, con l’introduzione, nei mari italiani e del Mediterraneo, a breve‐medio termine degli standard previsti per le aree SECA  misure di sostegno per la conversione delle imbarcazioni e la realizzazione delle infrastrutture per il bunkeraggio  strumenti di programmazione negoziata con accordi di programma che, coinvolgendo tutti gli attori istituzionali ed economici interessati, possa offrire un quadro comune costituito dagli impegni per quanto riguarda gli investimenti da parte degli operatori economici dei due segmenti della filiera, e dagli impegni da parte degli attori istituzionali in termini di misure di sostegno e quadro regolatorio. Un ruolo decisivo può essere svolto dalla sinergia tra le scelte di programmazione regionale della Sardegna, che si stanno orientando verso la filiera del GNL come strategia per la metanizzazione dell’isola, e gli indirizzi e gli strumenti che saranno definiti con la Strategia Nazionale sul GNL. L’approvazione della Strategia Nazionale sul GNL deve prevedere Il varo di misure e interventi efficaci che possano sbloccare in tempi rapidi la realizzazione delle prime infrastrutture di base per la distribuzione del GNL. Ciò potrebbe avere un effetto sinergico e di rafforzamento delle aspettative degli operatori economici interessati nei diversi settori target di consumi energetici, innescando un ciclo virtuoso di iniziative che consentirebbe di massimizzare il potenziale di penetrazione. 3 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 1
GLI USI FINALI DEL GNL 1.1 La filiera Il principale e più conosciuto uso del Gas Naturale Liquefatto (GNL) è quello legato alla fase di midstream, cioè all’attività di trasporto tramite navi metaniere, lungo le rotte marittime internazionali, dagli impianti di liquefazione presso le aree estrattive verso gli stoccaggi dei terminali di rigassificazione, in corrispondenza dei punti di accesso alle reti di metanodotti nelle principali aree di utilizzo del gas naturale. Ciò è consentito dal processo di liquefazione che riduce il volume del gas naturale in condizioni standard di circa 600 volte, trasformandolo in un liquido che deve essere mantenuto alla temperatura di circa 160° C in contenitori criogenici. Le opportunità offerte da questa filiera tecnologica sono utilizzate anche nella fase di downstream tramite mezzi dotati di serbatoi criogenici per il trasporto presso impianti di stoccaggio intermedio o depositi satellite a servizio degli usi finali del gas naturale in forma liquida o rigassificata. Tale attività ha già avuto sviluppi importanti a servizio di realtà con centri di consumo energetico significativo, ma fuori (e non raggiungibili) dalla rete di trasporto e distribuzione del gas. Le attività e le infrastrutture necessarie per la fase di downstream del GNL possono essere viste anche come una rete virtuale: questa rete consente il collegamento tra punti di stoccaggio del GNL e i terminali di carico per i mezzi di trasporto dotati di serbatoi criogenici e da questi verso i depositi satellite a servizio degli usi finali, attraverso i diversi mezzi utilizzabili per il trasporto, quali autocisterne, navi o vagoni dotati di serbatoi criogenici o mezzi predisposti per il trasporto di isocontainer per il GNL. I punti di stoccaggio satellite del GNL sono dotati di un impianto di gassificazione che consente di disporre del gas naturale nelle modalità consuete per la fornitura di: utenze singole per attività produttive, reti isolate di distribuzione locale o stazioni di rifornimento per autoveicoli alimentati a gas naturale compresso (CNG). I punti di stoccaggio satellite possono essere utilizzati per rifornire direttamente di GNL mezzi di trasporto dotati di serbatoi criogenici che consentono l’alimentazione di propulsori a gas naturale. Ciò consente di utilizzare il gas naturale come combustibile per mezzi di trasporto delle merci su grandi distanze, sia tramite veicoli terrestri pesanti sia tramite navi alimentate da GNL. Nel caso del rifornimento di navi e imbarcazioni alimentate a GNL presso depositi costieri, tale attività si configura come bunkeraggio (bunkering) o rifornimento per navigazione interna o internazionale, a seconda della tipologia di imbarcazione rifornita. Nel caso del rifornimento di mezzi per il trasporto terrestre pesante è necessario che le stazioni di rifornimento si dotino delle tecnologie per rifornire direttamente di GNL i serbatoi criogenici dei veicoli. Gli sviluppi della filiera tecnologica del GNL permettono di allargare la gamma dei mezzi di trasporto che utilizzano il gas naturale come combustibile e quindi di usufruire dei benefici offerti dal punto di vista economico, energetico e ambientale dall’utilizzo di questo vettore energetico. La diffusione del GNL come combustibile per i mezzi di trasporto in modo generalizzato richiede quindi lo sviluppo di specifiche dotazioni infrastrutturali. La catena logistica della distribuzione del GNL può essere sviluppata anche in presenza di impianti di liquefazione del gas naturale. Ciò può avvenire presso i grandi impianti di 4 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 liquefazione per l’esportazione del GNL localizzati nelle aree di estrazione del gas naturale in cui è presente questo tipo di infrastruttura. In determinate condizioni vengono utilizzati anche impianti di liquefazione di piccola scala. 1.2 Le diverse catene logistiche La prima fase della catena logistica, particolarmente interessante come si vedrà per il caso italiano, è quella che consente l’utilizzo dagli stoccaggi di GNL presenti presso i terminali di rigassificazione, originariamente asserviti alle sole necessità del terminale stesso. Questa prima fase (Figura 1), si può configurare in modi diversi a partire dal tipo di localizzazione dei terminali. Nel caso dei terminali off‐shore privi di collegamento con la rete stradale o ferroviaria, il primo anello della catena logistica è inevitabilmente un punto di carico per una nave cisterna destinata a rifornire uno stoccaggio intermedio costiero. Nel caso invece di terminali costieri collegati con la rete stradale o ferroviaria può essere predisposto un punto di carico per le autocisterne o i vagoni cisterna, da utilizzare per le fasi successive di distribuzione agli utenti finali, direttamente presso il terminale. Figura 1. Fase di approvvigionamento per il downstream del GNL presso terminali di rigassificazione Stoccaggio di GNL presso terminale di rigassificazione
Punto di carico mezzi per la distribuzione del GNL
Mezzi per la distribuzione del GNL (autocisterne, navi cisterna, vagoni cisterna)
Fonte: elaborazioni REF‐E Questa prima fase della catena logistica del GNL è il presupposto per i successivi sviluppi della distribuzione in funzione del tipo di uso finale a cui è destinato il GNL. Le fasi successive della catena logistica si configurano infatti con proprie specificità a seconda dei diversi ambiti degli usi finali ‐ mezzi stradali pesanti, navi, utenze di gas naturale off‐grid (civili, industriali, stazioni di rifornimento GNC). 1.2.1
Il trasporto marittimo La catena logistica per le attività bunkeraggio e rifornimento delle imbarcazioni si può articolare in diversi modi, sia in funzione delle condizioni in cui avviene la fase di approvvigionamento presso gli stoccaggi sia delle modalità di rifornimento delle imbarcazioni (Figura 2). Se vi sono le condizioni logistiche e operative il caso più semplice (a) è quello dell’utilizzo diretto dell’approdo di un terminale di rigassificazione costiero dotato dell’attrezzatura per il rifornimento di imbarcazioni. Un’ulteriore modalità, che non richiede particolari investimenti aggiuntivi, è quella (b) che consiste nell’approvvigionamento di GNL fornito da un’autocisterna presso un approdo attrezzato. L’approvvigionamento può avvenire anche (c) tramite navi cisterna attrezzate per le operazioni di bunkeraggio delle imbarcazioni alimentate a GNL. Infine vi è il caso (d) in cui il GNL viene trasportato tramite autocisterna o nave cisterna presso un deposito costiero intermedio con approdo attrezzato per le operazioni di bunkeraggio di imbarcazioni alimentate a GNL. 5 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 2. Catena logistica per il rifornimento di imbarcazioni alimentate a GNL a) Bunkeraggio diretto presso terminale
b) Autocisterna per trasporto GNL
Bunkeraggio da autocisterna presso approdo
c) Nave cisterna per bunkeraggio
Bunkeraggio da nave cisterna d) Nave cisterna o autocisterna per trasporto GNL
Stoccaggio costiero intermedio
Stoccaggio GNL presso terminale
Bunkeraggio da stoccaggio costiero intermedio
Fonte: elaborazioni REF‐E Le diverse modalità descritte presuppongono dotazioni infrastrutturali molto diverse. Nel primo caso (a) è sufficiente attrezzare e utilizzare l’infrastruttura di approdo di un terminale. Nel secondo caso (b) è sufficiente attrezzare una banchina di approdo e disporre di autocisterne per il trasporto del GNL. Nel caso (c) della nave cisterna attrezzata per le operazioni di bunkeraggio di imbarcazioni alimentate a GNL che in quello (d) di uno stoccaggio costiero intermedio con approdo attrezzato per il bunkeraggio, siamo di fronte a soluzioni che implicano una dotazione infrastrutturale dedicata, significativa sia in termini di investimenti che di costi gestionali. In questi casi il GNL costituisce un combustibile alternativo al gasolio marino o all’olio combustibile, utilizzati nel bunkeraggio marittimo. 1.2.2
Il trasporto terrestre L’altro principale ambito di utilizzo del GNL come combustibile è quello del trasporto terrestre pesante su lunga distanza. In questo ambito, la catena logistica per la distribuzione è basata sulle autocisterne che trasportano il combustibile presso le stazioni di rifornimento per mezzi alimentati a GNL lungo gli assi e i nodi stradali del trasporto pesante su lunga distanza. Il presupposto è quindi costituito dalla presenza di uno stoccaggio costiero di GNL accessibile dalla rete stradale e attrezzato per il carico delle autocisterne per il trasporto presso le stazioni di rifornimento. In genere gli impianti di carico delle autocisterne hanno una capacità operativa compresa tra i 75 e 100 m3/h (32.3 – 43.1 t/h) di GNL. L’elemento caratterizzante è in questo caso la presenza di impianti di stoccaggio satellite di piccola dimensione presso le stazioni di rifornimento degli automezzi alimentati a GNL (Figura 3). Figura 3. Catena logistica per la distribuzione del GNL come combustibile per il trasporto stradale Stoccaggio GNL presso terminale o deposito costiero intermedio
Stoccaggio satellite GNL a servizio stazione di riformimento
Autocisterna per trasporto GNL
Fonte: elaborazioni REF‐E 6 Stazione di rifornimento mezzi alimentati a GNL Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Come per le imbarcazioni, il GNL viene fornito come tale in forma liquida ai mezzi che sono dotati di serbatoi criogenici. Le quantità in gioco sono indicativamente, rispetto alle soluzioni maggiormente diffuse, di circa 20‐22 tonnellate di capienza delle autocisterne, di circa 40 ‐ 50 tonnellate per gli stoccaggi satellite a servizio delle stazioni di rifornimento, e di circa 0.5 t per i serbatoi dei camion, con un’autonomia di circa 7/800 km di percorrenza. Questo caso non prevede quindi la gassificazione, che avviene invece nel caso di utilizzo del GNL nelle stazioni per il rifornimento di veicoli alimentati a gas naturale compresso. In questo caso il GNL costituisce un combustibile alternativo al gasolio per automezzi stradali. 1.2.3
La distribuzione a utenze off‐grid La catena logistica del GNL finalizzata a rendere disponibile l’approvvigionamento di gas naturale presso utenze off‐grid si differenzia rispetto ai casi precedenti in quanto gli usi finali non richiedono la fornitura diretta del GNL, ma necessitano di una fase finale di gassificazione (Figura 4). Le principali categorie di utenze potenzialmente interessate sono: utenze industriali, reti locali di distribuzione del gas e stazioni di rifornimento per mezzi alimentati a gas naturale compresso (GNC). Per il caso delle utenze off‐grid la catena logistica si configura pienamente come una vera e propria rete virtuale di distribuzione del gas naturale. In questi casi il GNL costituisce un prodotto energetico alternativo al gasolio, al GPL, e all’olio combustibile utilizzati per le esigenze delle utenze civili o industriali di dimensioni significative, fuori dalla rete distribuzione del gas naturale. Figura 4. Catena logistica per la distribuzione del GNL per utenze finali di gas naturale Rete locale di distribuzione del gas naturale
Stoccaggio satellite Stoccaggio GNL preso terminale o deposito costiero intermedio
Autocisterna per il trasporto di GNL
GNL e impianto di gassificazione a servizio di utenza di gas naturale
Utenza industriale di gas naturale
Stazione di rifornimento di Gas naturale compresso (GNC)
Fonte: elaborazioni REF‐E 7 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 2
LE INFRASTRUTTURE ESISTENTI 2.1 Le realtà extraeuropee Il Giappone è una delle principali realtà in cui si è sviluppata la catena logistica di distribuzione del GNL. L’arcipelago giapponese è infatti il primo importatore mondiale ed è dotato di più di 30 terminali di rigassificazione. In questo contesto si è sviluppato in modo significativo il trasporto del GNL via mare nelle acque interne del paese, con il fine di raggiungere reti locali di distribuzione e utenze industriali off‐grid. Cinque terminali svolgono questa funzione e sono alimentati tramite navi cisterna di piccola scala che vengono caricate presso i grandi terminali di importazione. La realtà nord‐americana è, tra le extraeuropee, quella in cui si sta assistendo al maggior sviluppo nell’uso del GNL come combustibile per la navigazione, come effetto delle limitazioni al contenuto di zolfo del combustibile previste nelle Emission Control Area (ECA) che comprendono le coste statunitensi1 e canadesi, sia sul versante pacifico che atlantico. Allo stato attuale sono attivi più di una decina di terminali di bunkeraggio per navi alimentate a GNL concentrati prevalentemente sulla costa atlantica, e ne è prevista l’attivazione di una ventina già autorizzati. La Cina invece costituisce la principale realtà mondiale di diffusione del GNL come combustibile per il trasporto terrestre pesante. Già nel 2014 sono presenti circa 1,800 stazioni di rifornimento di GNL che costituiscono più del 90% di quelle esistenti a livello mondiale. Anche nella realtà statunitense è rilevante lo sviluppo della catena logistica per la distribuzione del GNL con il fine di fornire reti locali di distribuzione, utenze industriali e stazioni di rifornimento di GNL in aree off‐grid. Questo sviluppo nella realtà USA è sinergico con la presenza significativa di impianti di liquefazione del GNL di piccola scala connessi alla rete di trasporto del gas naturale, che consentono lo stoccaggio con funzioni di riserva per i momenti di punta della domanda nelle reti distribuzione. 2.2 L’ Europa La rete infrastrutturale per il downstream del GNL è già presente in alcuni paesi europei, in particolare Spagna, Gran Bretagna, Olanda, Belgio, Francia e Portogallo dove presso alcuni terminali GNL, o nel caso della Norvegia presso impianti di liquefazione alimentati dai campi di estrazione. In questi casi sono stati realizzati punti di carico per veicoli cisterna o navi cisterna per il successivo trasporto presso punti di rifornimento: nei porti per le navi alimentate a GNL, o lungo la rete stradale per i veicoli pesanti alimentati a GNL. Di questi, quelli oggi presenti nel Mediterraneo sono in Spagna e Francia. La Spagna (Tabella 1) è il paese con maggior numero di terminali e la principale dotazione di servizi in questo ambito, con sei terminali su sei dotati di impianti per il carico di autoscisterne e uno attrezzato per il carico di navi cisterna. La Francia registra la presenza impianti per carico di navi cisterna in tre terminali su quattro, e in due per il carico di autocisterne. Sono inoltre presenti servizi sia per il carico di navi cisterna che autocisterne presso il terminale di Zeebrugge in Belgio, e il solo servizio per le autocisterne presso il terminale di Sines in Portogallo e di Gate in Olanda. 1
Con esclusione del Golfo del Messico. 8 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 5. UE, movimentazione GNL tramite autocisterne (2011‐2014) n. autocisterne caricate (dx)
m3 di GNL caricato su autocisterne (sx)
2 500 000
50 000
45 000
40 000
35 000
30 000
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
0
2 000 000
1 500 000
1 000 000
500 000
0
2011
2012
2013
2014
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati GIE‐GLE Tabella 1 Servizi per la catena logistica del GNL presso i terminali di rigassificazione nell’UE (aprile 2015) Terminali
Belgio
Francia
Infrastrutture di carico mezzi per la distribuzione del GNL presso terminali di rigassificazion
Carico navi Dimensione Capacità Carico Capacità Carico vagoni cisterna per minima nave (m3/h autocisterne (m3/h cisterna per distribuzione (m3 GNL) GNL)
per distribuzione GNL)
distribuzione GNL
GNL
GNL
Zeebrugge
X
7 000
5 000
(Dal 2015)
2 000
‐
Fos Tonkin
X
5 000
Montoir
X
X
Fos Cavaou
Grecia
Italia
Revythoussa
X
75
1 000
X
1 x 100
20 000
4 000
X (in studio)
1 x 100 (3 x 100)
15 000
4 000
In studio
Previsto a medio termine
Panigaglia
In studio
Toscana Off‐Shore
In studio
In studio
Rovigo
Portogallo Sines
Spagna
Olanda
X
2 x 50 1 x 75
Barcellona
In costruzione
X
3 x 91
Cartagena
In studio
X
3 x 91
Huelva
In studio
X
3 x 91
Bilbao
X
2 x 27
Sagunto
X
3 x 91
Mugardos
X
7 500
2 000
X
2 x 75
Gate
X
5 000
3 000
X
1 x 100
(In costruzione)
(2 x 80)
South Hook
Gran Bretagna
Grain
Studio completato
Dragon
Fonte: elaborazione REF‐E su dati GIE 9 In studio
In studio
Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Secondo i dati forniti da Gas Infrastructure Europe (GIE)2, l’associazione europea dei gestori di infrastrutture per il trasporto di gas naturale, tra il 2011 e il 2014 nella UE sono stati movimentati dai terminali, tramite autocisterna, circa 2 Mmc di GNL all’anno. Il numero di autocisterne caricate è stato mediamente di circa 45,000 all’anno. Nel 2014 tali volumi costituiscono circa il 6% del GNL importato (32.4 milioni di tonnellate) in Europa dai terminali. Nel 2014 l’85% (circa 1.6 milioni di m3) dei volumi movimentati da autocisterne è stato caricato dagli impianti presso i terminali di rigassificazione spagnoli. Il 10% dei volumi movimentati è stato caricato presso il terminale portoghese. Seguono il terminale belga con il 3.5%, quelli francesi con l’1.2% e quello olandese con meno dello 0.5 dei volumi movimentati tramite autocisterna. Figura 6. Volumi di GNL trasportati da autocisterne nei paesi UE nel 2014 (m3) 1 600 000
1 400 000
1 200 000
1 000 000
800 000
600 000
400 000
200 000
0
Belgio
Francia
Olanda
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati GIE‐GLE Portogallo
Spagna
2.2.1
Il trasporto marittimo Le imbarcazioni alimentate a GNL possono essere rifornite in vari modi presso punti approdo attrezzati o tramite navi cisterna attrezzate per il bunkeraggio del GNL, come visto nel par. 2.2.1. La modalità più diffusa di rifornimento delle imbarcazioni alimentate a GNL è quella che utilizza punti di approdo attrezzati per questo tipo di servizio, che allo stato attuale sono 26, distribuiti in sei paesi (Figura 7). Più di due terzi (18) sono localizzati in Norvegia, mentre i restanti otto sono localizzati tra Olanda, Germania, Svezia, Belgio e Italia3. La maggioranza di questi impianti è costituita da approdi attrezzati che consentono il bunkeraggio del GNL fornito tramite autocisterne (truck‐to‐ship bunkering). Negli altri casi il GNL utilizzato per il bunkeraggio delle imbarcazioni viene prelevato direttamente dagli stoccaggi costieri a servizio di approdi attrezzati. 2
3
http://www.gie.eu/index.php/maps‐data. In Italia attivi solo occasionalmente. 10 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 7. Impianti costieri e navi cisterna per bunkeraggio imbarcazioni alimentate a GNL in Europa (aprile 2015) Navi cisterna per bunkeraggio imbarcazioni alimentate a GNL (n.)
Impianti costieri di rifornimento (bunkeraggio) per imbarcazioni alimentate a GNL (n.)
Norvegia
Svezia
Olanda
Italia
Germania
Belgio
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati GIE‐GLE A inizio 2015 sono operative 5 navi cisterna che effettuano il servizio di bunkeraggio (bunker ship) delle imbarcazioni alimentate a GNL; tali mezzi possono anche svolgere la funzioni di trasporto del GNL presso stoccaggi costieri. Tre di queste imbarcazioni sono svedesi e due norvegesi. Figura 8. Imbarcazioni alimentate a GNL in Europa (2014) Ordini di navi alimentate a GNL (n.)
Navi alimentate a GNL operative (n.)
Norvegia
Altri paesi europei
0
5
10
15
20
n.
25
30
35
40
45
Fonte: elaborazione REF‐E su dati DNV‐GL I dati (Figura 8) confermano la leadership mondiale in questo settore della Norvegia, che nel 2014 aveva una flotta di 44 navi alimentate a GNL in esercizio. Si tratta prevalentemente di traghetti, ma anche di cargo e navi cisterna. É ancora molto limitata la presenza di imbarcazioni alimentate a GNL in altri paesi europei. Gli ordini di nuove navi o conversioni di navi esistenti mostrano uno scenario di prosecuzione dello sviluppo della flotta alimentata a GNL in Norvegia, ma anche la diffusione in modo rilevante in altri paesi europei che affacciano sul Mar Baltico, il Mare del Nord e il Canale d’Inghilterra. Lo sviluppo della realtà norvegese è frutto di politiche specifiche del governo attuate tramite investimenti diretti nella flotta pubblica di traghetti e l’introduzione di incentivi specifici per gli operatori navali privati. Tale realtà infrastrutturale è legata alla specificità della Norvegia come grande produttore di gas naturale proveniente da campi estrattivi del Mare del Nord. Infatti oltre a un grande 11 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 impianto di liquefazione per l’esportazione, sono presenti, lungo la costa norvegese, cinque impianti di liquefazione di piccola scala che con gli stoccaggi annessi, costituiscono i punti di approvvigionamento della catena distributiva del GNL non solo per l’uso come combustibile marittimo, ma anche per i trasporti terrestri e per le utenze finali di gas naturale off grid servite da stoccaggi satellite. Tale catena distributiva oltrepassa i confini della Norvegia e tramite navi cisterna il GNL viene trasportato in Svezia presso uno stoccaggio costiero attrezzato sia per il bunkeraggio di imbarcazioni sia per il carico di autocisterne per il trasporto di GNL.
2.2.2
Il trasporto terrestre La rete europea di stazioni di rifornimento per mezzi di trasporto stradale alimentati a GNL è oggi presente in 12 paesi ed è costituita da 72 impianti. La Spagna con la presenza di 22 impianti ha il primato europeo, seguita dalla Gran Bretagna che ne conta 20. Altri paesi con presenza significativa di stazioni sono l’Olanda (9), la Svezia (6), la Norvegia (4) e il Belgio (3). Negli altri 6 paesi (Francia, Finlandia, Svizzera, Portogallo, Italia ed Estonia) sono presenti uno o due impianti. Figura 9. Stazioni di rifornimento per veicoli pesanti alimentati a GNL in Europa (aprile 2015) In costruzione
In esercizio
Finlandia
Svizzera
Portogallo
Gran Bretagna
Spagna
Olanda
Estonia
0
5
10
15
20
25
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati GIE‐GLE Secondo le informazioni raccolte da GIE, sono in costruzione circa 12 nuovi impianti che dovrebbero allargare la rete europea anche alla Bulgaria e alla Polonia. I dati sulla dotazione infrastrutturale di punti di rifornimento concordano in modo significativo con quelli della diffusione di veicoli pesanti alimentati a GNL, come è possibile vedere dalla Figura 10. La flotta europea avrebbe una consistenza di circa 1,300 unità. I primi tre paesi per consistenza della flotte di mezzi alimentati a GNL sono, anche se con un ordine diverso, gli stessi che hanno la maggior dotazione di punti di rifornimento: in particolare 623 veicoli in Gran Bretagna, 327 in Olanda e 206 in Spagna. Rilevanti le flotte e di mezzi alimentati a GNL anche in Svezia (70) e Belgio (33). Questa realtà è connessa al consolidamento dell’offerta commerciale di mezzi alimentati a GNL a catalogo di alcuni importanti produttori di camion. 12 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 10. Consistenza flotte di veicoli pesanti alimentati a GNL in Europa (2014) Belgio
Gran Bretagna
Svezia
Spagna
Polonia
Olanda
Italia
0
100
200
300
400
500
600
700
Fonte: elaborazione REF‐E su dati NVGA‐Europe 2.2.3
Le utenze finali La tipologia più diffusa di impianti nella filiera distributiva del GNL è quella degli stoccaggi satellite a servizio di utenze di gas naturale. Il database di GIE ha raccolto informazioni su circa 200 installazioni di stoccaggi satellite, ma sempre secondo l’associazione se ne stimano altri 800 di cui non si hanno informazioni puntuali, per un totale quindi di circa un migliaio di impianti presenti in Europa. Gli stoccaggi satellite sono l’anello finale di una catena distributiva che, a differenza di quelle dell’uso diretto come combustibile, ha invece la funzione di renderlo disponibile in forma gassosa per i diversi usi finali, in contesti di assenza della rete. Gli stoccaggi satellite quindi, oltre al serbatoio criogenico sono dotati di piccole unità di gassificazione costituite da impianti di vaporizzazione (vaporizzatori) del GNL. I dati raccolti da GIE riguardano prevalentemente impianti presenti in Spagna (circa 130) e una trentina circa di impianti in Polonia e Norvegia. Figura 11. Impianti di stoccaggio di GNL a servizio di utenze finali di gas naturale in Europa (aprile 2015) Norvegia
Gran Bretagna
Svezia
Spagna
Polonia
Olanda
Italia
0
20
40
60
Fonte: elaborazione REF‐E su dati GIE‐GLE 13 80
100
120
140
Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 2.3 L’Italia Lo stato dell’arte delle infrastrutture della filiera del downstream e degli usi finali del GNL in Italia mostra una realtà molto limitata. Nessuno dei tre terminali di rigassificazione operativi in Italia offre servizi di fornitura del GNL, non sono presenti stoccaggi intermedi costieri di GNL; ed è quindi completamente assente il primo anello della catena distributiva del GNL. La creazione di una rete infrastrutturale per distribuzione del GNL in Italia deve tenere conto inoltre delle caratteristiche dei tre terminali operativi, e in particolare del fatto che due di questi, l’Adriatic LNG e il FSRU Toscana, per la loro localizzazione a mare, non potranno essere attrezzati per il carico delle autocisterne. Sono emerse solo di recente una serie di iniziative per la realizzazione di impianti di stoccaggio intermedio di GNL attrezzati come punti di carico per autocisterne e navi cisterna per la distribuzione di GNL oltre che come infrastrutture per il bunkeraggio di GNL per imbarcazioni alimentate a GNL Allo stato attuale è quindi possibile solo fare una rassegna delle iniziative in corso per attrezzare i terminali esistenti, o per la realizzazione ex novo di stoccaggi costieri intermedi (Tabella 2). Attualmente è allo studio da parte di Snam la fattibilità presso il terminale di Panigaglia delle possibili soluzioni per realizzare le infrastrutture necessarie per approvvigionare di GNL navi cisterna e autocisterne per la successiva distribuzione. La società OLT che gestisce il terminale FSRU Toscana al largo di Livorno ha effettuato uno studio di fattibilità e sta sviluppando la progettazione per attrezzare il terminale con un braccio di carico per piccole navi cisterna (1,000 ‐ 7,500 m3) destinate al trasporto del GNL verso impianti di stoccaggio costiero, o a effettuare il bunkeraggio di imbarcazioni alimentate a GNL. Il progetto è stato proposto per il finanziamento ai bandi CEF. La Costiero Gas Livorno S.p.A. ha annunciato lo sviluppo della progettazione per uno stoccaggio di 6,000 m3 da realizzarsi nell’area portuale che verrebbe attrezzato per ricevere il GNL da piccole navi cisterna, e come punto di carico di autocisterne per la distribuzione. Un’analoga iniziativa è stata annunciata da ENI per l’area portuale di Porto Marghera dove verrebbe attrezzato un punto di carico per autocisterne e per il bunkeraggio di imbarcazioni alimentate a GNL. È stata data inoltre notizia di alcune iniziative per impianti di stoccaggio costiero intermedio da 9.000 m3 di GNL da realizzarsi nell’area del porto industriale di Oristano e in quella di Porto Torres. Due distinte iniziative nel porto industriale di Oristano sono promosse rispettivamente da Higas srl e da IVI Petroli S.p.A, mentre quella presso Porto Torres è promossa dal Consorzio industriale provinciale di Sassari. Sempre in Sardegna è stata annunciata una ulteriore iniziativa del gruppo Molgas basata non sulla realizzazione di uno stoccaggio ma sulla movimentazione di isocontainer per il trasporto del GNL. 14 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Tabella 2. Infrastrutture per la distribuzione del GNL Società
Localizzazione
Carico navi Carico cisterna per autocisterne per distribuzione distribuzione GNL
GNL
Stoccaggio dedicato
Terminali di rigassificazione
Panigaglia
FSRU Toscana
Adriatic LNG
A terra, Panigaglia, GNL Italia S.p.A. La Spezia (Accesso In studio
(Gruppo SNAM)
stradale limitato)
A mare, al largo OLT Offshore LNG In della costa di Toscana S.p.A.
progettazione
Livorno
A mare, al largo di Terminale GNL Porto Levante Adriatico Srl
(Rovigo)
In studio
Non fattibile
Non fattibille
Stoccaggi costieri intermedi
Livorno
Costiero Gas Livorno S.p.A.
Area portuale di Livorno
Oristano
Higas S.r.l.
Area portuale di Oristano
Oristano
IVI Petrolifera S.p.A.
Porto Torres
Porto Marghera
Area portuale di Oristano
In progettazione
Depositate richieste di autorizzazione
Depositate richieste di autorizzazione
In progettazione
Depositate richieste di autorizzazione
Depositate richieste di autorizzazione
In progettazione
Depositate richieste di autorizzazione
Depositate richieste di autorizzazione
Consorzio industriale provinciale Sassari
Area portuale di Porto Torres
In progettazione
In progettazione
In progettazione
Eni S.p.A.
Area portuale di Porto Marghera
In progettazione
In progettazione
In progettazione
Fonte: elaborazione REF‐E Per quello che riguarda il trasporto marittimo a oggi in Italia non sono presenti imbarcazioni alimentate a GNL, e le esperienze di bunkeraggio di GNL sono riferite a rifornimenti occasionali di imbarcazioni tramite autocisterne da banchine portuali (Civitavecchia, Castellamare di Stabia). 2.3.1
Il trasporto terrestre Allo stato attuale è in funzione una sola stazione di rifornimento di GNL per mezzi pesanti a Piacenza, operativa da circa un anno. I mezzi circolanti per il trasporto pesante alimentati a GNL circolanti in Italia dovrebbero essere circa 60, di cui 55 acquistati di recente per iniziativa di un operatore della logistica che ha avviato la conversione della propria flotta. Tabella 3. Impianti di distribuzione di GNL per autotrazione Tipo di impianto
Pubblico
Pubblico
Gestore
Concessionaria ENI
Concessionaria ENI
Regione
Provincia Comune anno
Emilia Romagna Piacenza Piacenza
2014
Toscana
Pisa
Pontedera In costruzione
Fonte: elaborazione REF‐E
15 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Dal 2014 è funzionante il primo e unico impianto pubblico per il rifornimento per veicoli pesanti alimentati a GNL presso una concessionaria ENI a Piacenza, realizzato nell’ambito del progetto europeo “LNG Blue corridors”. È in costruzione un secondo impianto di distribuzione di GNL per mezzi pesanti presso una stazione di rifornimento ENI a Pontedera (PI). Dall’elenco dei progetti presentati in Italia nell’ambito dei bandi CEF risultano due ulteriori iniziative per la realizzazione di stazioni di rifornimento di GNL per automezzi pesanti: una promossa da Unilever Supply Chain Logistics nell’ambito di un progetto denominato “Connect2LNG”; e una promossa da Edison denominata “LNG refuelling infrastructure network deployment”. A metà 2015 sono invece 8 gli stoccaggi satellite di GNL, con annesso impianto di rigassificazione, a servizio di impianti di distribuzione di CNG per autotrazione denominati impianti L‐CNG. Sette di questi sono stazioni di rifornimento pubbliche localizzate prevalentemente nelle regioni settentrionali con esclusione di un impianto localizzato a Roma. Nel 2015 è stato attivato il primo impianto di distribuzione L‐CNG aziendale a servizio dell’azienda di trasporto pubblico di Modena SETA. Tabella 4. Serbatoi di GNL a servizio di impianti di distribuzione di CNG per autotrazione (L‐CNG) Tipo di impianto
Pubblico
Pubblico
Pubblico
Pubblico
Pubblico
Pubblico
Pubblico
Aziendale
Gestore
Concessionaria TotalErg
Concessionaria Esso
Concessionaria ENI Concessionaria ENI F.lli Ratti
Kostner GmbH
Concessionaria Esso
SETA (Az. trasporto pubblico)
Regione
Piemonte
Emilia Romagna
Piemonte
Lazio
Piemonte
Trentino AA
Lombardia
Emilia Romagna
Provincia
Torino
Bologna
Cuneo
Roma
Alessandria Bolzano
Pavia
Modena
Comune Poirino
Calderara Di Reno
Villa Falletto Roma
Tortona
Varna
Mortara
Modena
anno
2011
2012
2010
2012
2012
2012
2015
2015
Fornitore GNL
Polargas
Ham Italia
Polargas
Ham Italia
Polargas
Ham Italia
Ham Italia
Ham Italia
Fonte: elaborazione REF‐E
2.3.2
Le utenze finali off‐grid In base alle informazioni disponibili, gli stoccaggi satellite di GNL con annesso impianto di rigassificazione a servizio di utenze finali off‐grid sarebbero quattordici tutte localizzate nelle regioni settentrionali a esclusione di una localizzata in Sardegna. Tredici sono utenze industriali. Si tratta prevalentemente di aziende del settore agroalimentare o di imbottigliamento di acque minerali. Sono presenti anche tre aziende manifatturiere del settore metalmeccanico o di recupero di scarti lapidei e una lavanderia industriale. È presente invece dal 2014 un solo impianto satellite di stoccaggio del GNL a servizio di una rete locale di distribuzione del Gas naturale non collegata alla rete, localizzata nella provincia di Trento. I serbatoi degli stoccaggi satellite di GNL presenti in Italia hanno una capacità che oscilla in genere tra i 60 e 90 m3 e sono quindi al di sotto della soglia delle 50 tonnellate. Gli operatori che riforniscono gli stoccaggi satellite delle utenze finali di GNL sono Polargas, Ham Italia e Liquigas. 16 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Le attuali utenze di GNL sono rifornite tramite autocisterne che vengono caricate prevalentemente presso i terminali spagnoli o francesi presenti nel Mediterraneo. Il GNL arriva soprattutto da Barcellona (nel 2014 350 autobotti su circa 400); di recente alcuni operatori hanno iniziato a rifornirsi anche a Marsiglia, e in alcuni casi da Anversa e da Zeebrugge. Da questi dati si può stimare che nel 2014 il GNL trasportato verso le utenze finali in Italia ammonti a circa 8,500 t (20,000 m3), pari a circa 12 milioni di sm3 di gas naturale. Tabella 5. Stoccaggi satellite di GNL a servizio di utenze industriali Impresa
Acqua Minerale di Calizzano Ferrero Mangimi S.p.A.
Frascheri S.p.A. (Centrale del Norda S.p.A. (Acque minerali)
Speziali s.r.l (Macchine agricole)
Forno Bonomi S.p.A.
Craver s.r.l. (recupero scarti lapidei)
Levissima (Acque minerali)
VIS s.r.l. (Prodotti Mario Costa S.p.A. (Caseificio)
Coop. ARBOREA (Centrale del Trade Broker (Pressofusione alluminio)
Lavarent S.r.l. (Lavanderia industriale)
Rete di distribuzione locale (Gestita da I.E.M. Spa)
Regione
Liguria
Piemonte
Liguria
Emilia Romagna
Emilia Romagna
Veneto
Veneto
Provincia
Savona
Cuneo
Savona
Parma
Mantova
Verona
Verona
anno
2015
2015
2014
2014
2015
2014
2014
Fornitore
Liquigas
Liquigas
Liquigas
Liquigas
Liquigas
Liquigas
Liquigas
Sondrio
Sondrio
Novara
Oristano
Cremona
Comune Calizzano
Farigliano
Bardineto
Bedonia
Roncoferraro
Roverè Veronese S. Martino di buonalbergo
Cepina Valdisotto
Lovero
Casalino
Arborea
Casalbuttano
Lombardia
Lombardia
Piemonte
Sardegna
Lombardia
2014
2015
2014
2014
2014
Liquigas
Liquigas
Liquigas
Polargas
Ham Italia
Trentino Alto Adige
Bolzano
Sarentino
2014
Ham Italia
Trentino Alto Adige
Trento
Mezzana (Loc. Marilleva 2014
1400) Ham Italia
Fonte: elaborazioni REF‐E 17 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 3
LE POLITICHE E LA PROMOZIONE 3.1 L’Europa La diffusione del GNL come combustibile sta diventando una delle priorità delle politiche energetiche dell’UE. La strategia energetica dell’Unione Europea4 prevede due iniziative che coinvolgono la filiera del GNL: la definizione entro il 2016 di una specifica strategia UE sul settore GNL ai fini degli obiettivi di sicurezza e diversificazione degli approvvigionamenti5; la predisposizione entro il 2017 di un piano di azione per la decarbonizzazione nel settore trasporti, che includerà tra i suoi contenuti qualificanti gli usi del GNL per il trasporto marittimo e quello pesante terrestre. Queste iniziative si inseriscono in un quadro normativo che ha individuato lo sviluppo del GNL nei trasporti come uno dei settori strategici per lo sviluppo delle politiche ambientali. 3.1.1
La direttiva sui combustibili alternativi La prospettiva di intervento tracciata dalla comunicazione è coerente con quanto già previsto dalla direttiva per i combustibili alternativi6, che prevede l’incremento nell’uso dell’elettricità, dell’idrogeno e del gas naturale (CNG e GNL) nei trasporti al fine di ridurre i consumi di prodotti petroliferi e di conseguenza le emissioni inquinanti, sia sotto il profilo degli obiettivi di miglioramento della qualità dell’aria sia di riduzione delle emissioni climalteranti. Per consentire la diffusione dei combustibili identificati come alternativi nel mercato europeo, la direttiva prevede la definizione di standard tecnici comuni e la realizzazione di un livello minimo di dotazione infrastrutturale per le diverse tecnologie lungo i principali corridoi e direttrici infrastrutturali, sia per il trasporto terrestre che marittimo. Il principale adempimento previsto è l’adozione, da parte di ciascun paese membro, di un “quadro strategico nazionale”7 per lo sviluppo del mercato dei combustibili alternativi nel settore trasporti e la realizzazione delle relative infrastrutture. La direttiva dovrà essere recepita entro il novembre 2016. In questo contesto il GNL è identificato come combustibile alternativo per consentire alle navi di soddisfare i requisiti di riduzione del contenuto di zolfo nelle zone di controllo delle emissioni, come previsto dalla normativa specifica8, e indica l’obiettivo dello sviluppo di una rete centrale europea di punti di rifornimento per le navi alimentate a GNL che includa: terminali, stoccaggi, approdi attrezzati per rifornimento tramite autocisterne, e navi cisterna per il trasporto e il bunkeraggio. Per il trasporto su strada l’uso del GNL viene individuato come tecnologia efficace ed economica per consentire ai veicoli pesanti di rispettare i limiti in materia di emissioni previsti 4
“A Framework Strategy for a Resilient Energy Union with a Forward‐Looking Climate Change Policy”, COM (2015) 80, 26 febbraio 2015. 5
In consultazione al momento in cui sis rive, https://ec.europa.eu/energy/en/consultations/consultation‐eu‐
strategy‐liquefied‐natural‐gas‐and‐gas‐storage. 6
Direttiva 2014/94/UE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 22 ottobre 2014 sulla realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi. 7
Articolo 3 della direttiva 2014/94/UE che nel testo inglese vengono denominati “national policy frameworks” 8
Direttiva 2012/33/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 21 novembre 2012, che modifica la direttiva 1999/32/CE del Consiglio relativa al tenore di zolfo dei combustibili per uso marittimo (GU L 327 del 27.11.2012). 18 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 dalle norme Euro VI, di cui al regolamento (CE) n. 595/20099, e viene indicato l’obiettivo di garantire un sistema di distribuzione adeguato tra gli impianti di stoccaggio intermedio e le stazioni di rifornimento per i mezzi alimentati a GNL. Rilevante l’obiettivo secondo cui lungo la rete centrale delle direttrici individuate dal programma TEN‐T, gli stati membri dovrebbero garantire la realizzazione di stazioni di rifornimento aperte al pubblico. La distanza indicativa tra le stazioni di rifornimento per i mezzi alimentati a GNL non dovrebbe superare i 400 Km. Viene affrontato anche il problema cruciale della disponibilità e della omogeneità delle norme tecniche. Tra le finalità generali vi è quindi quella di stabilire specifiche tecniche comuni per le infrastrutture necessarie alla diffusione dei combustibili alternativi. Viene stabilito che l’UE persegue l’elaborazione da parte degli organismi competenti a livello europeo delle norme tecniche necessarie sia per la filiera del trasporto marittimo che di quello terrestre. Inoltre, in assenza di norme tecniche rese disponibili dagli organismi competenti, viene conferita anche la delega alla Commissione per l’adozione di atti che definiscano i requisiti tecnici comuni, in particolare per le interfacce degli impianti di bunkeraggio delle navi alimentate a GNL per gli aspetti di sicurezza nello stoccaggio terrestre e le procedure di bunkeraggio, sempre con riferimento a i punti di rifornimento delle imbarcazioni alimentate a GNL. 3.1.2
I quadri strategici nazionali Ogni quadro strategico nazionale dovrebbe comprendere i seguenti elementi:  valutazione dello stato attuale e degli sviluppi futuri del GNL come combustibile alternativo  obiettivi nazionali per la realizzazione dell’infrastruttura per il GNL  misure necessarie per raggiungere gli obiettivi nazionali. In particolare, la direttiva prevede che, anche attraverso il quadro strategico nazionale, in ogni paese membro:  venga realizzato un numero adeguato di punti di rifornimento di GNL nei porti marittimi per consentire la navigazione di navi alimentate a GNL nella rete centrale TEN‐T  venga realizzato un numero adeguato di punti di rifornimento di GNL nei porti marittimi e della navigazione interna per consentire la navigazione di navi alimentate a GNL nella rete centrale TEN‐T  i porti marittimi e della navigazione interna con punti di rifornimento di GNL nella rete TEN‐
T vengano designati nel quadro strategico nazionale  venga realizzato un numero adeguato di punti di rifornimento di GNL accessibili al pubblico almeno lungo la rete stradale centrale TEN‐T per i veicoli pesanti alimentati a GNL;  venga garantita la disponibilità di un sistema di distribuzione del GNL, comprese le strutture di carico per veicoli cisterna di GNL per rifornire i punti di rifornimento presso i porti e la rete stradale. 9
Regolamento (CE) n. 595/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 giugno 2009, relativo all'omologazione dei veicoli a motore e dei motori riguardo alle emissioni dei veicoli pesanti (euro VI) e all'accesso alle informazioni relative alla riparazione e alla manutenzione del veicolo e che modifica il regolamento (CE) n. 715/2007 e la direttiva 2007/46/CE e che abroga le direttive 80/1269/CEE, 2005/55/CE e 2005/78/CE (GU L 188 del 18.7.2009) 19 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Gli Stati membri devono notificare alla Commissione i rispettivi quadri strategici nazionali entro il 18 novembre 2016 in corrispondenza della data fissata per il recepimento della direttiva. Successivamente è prevista una procedura di monitoraggio che prevede una relazione da parte di ogni paese in cui dovrà essere documentato lo sviluppo dell’infrastruttura per i combustibili alternativi, e in particolare per il GNL i punti di rifornimento nei porti e le stazioni di rifornimento accessibili al pubblico per i mezzi su gomma.
La direttiva 2014/94/UE prevede anche che i quadri strategici nazionali “possano consistere di diversi piani, strategie o altra documentazione sulla pianificazione elaborata separatamente o in modo integrato”. 3.1.3
Il programma TEN‐T Il programma TEN‐T (Trans European Network ‐ Transport), promuove lo sviluppo delle infrastutture tramite il sostegno ad azioni di studio, sviluppo di progettazione, azioni dimostrative, progetti pilota e realizzazione di interventi considerati prioritari in base agli indirizzi della politiche UE, e ha già fornito un supporto significativo allo sviluppo della filiera del GNL come combustibile per i trasporti. Tra i progetti finanziati dai bandi TEN‐T, nel ciclo di programmazione 2007‐2013 figurano interventi per la realizzazione delle diverse tipologie impianti necessari per lo sviluppo della filiera distributiva del GNL come combustibile sia nei trasporti marittimi sia in quelli terrestri. Tra i progetti finanziati risultano interventi presso i terminali di rigassificazione per la realizzazione delle infrastrutture di carico sia di autocisterne che di navi cisterna per il trasporto del GNL nelle successive fasi di distribuzione del combustibile. In alcuni casi sono stati finanziati anche interventi di conversione a GNL di imbarcazioni. Nel complesso sono stati finanziati poco più di una decina di progetti a cui sono stati destinati circa 80 milioni di euro. Gli interventi ammessi sono localizzati prevalentemente nelle aree del mar Baltico, del Mare del Nord e della Manica. Sono stati finanziati solo due progetti10 nel Mediterraneo finalizzati a studi che coinvolgono anche l’Italia. Nel ciclo programmazione 2014‐2020 del programma TEN‐T, la commissione ha attivato un nuovo strumento di sostegno denominato Connecting European Facility (CEF) gestito dall’Agenzia Europea per l’Innovazione (INEA), destinato a sostenere lo sviluppo delle reti nei settori delle telecomunicazioni e dell’energia oltre che dei trasporti. Per il settore trasporti sono già stati attivati i primi bandi denominati CEF‐T, che godono di un budget complessivo molto significativo che ammonta ad oltre venti miliardi di euro. I primi bandi CEF‐T sono stati aperti tra il 2014 e i primi mesi del 2015 e offrivano opportunità anche per i progetti legati allo sviluppo delle infrastrutture per l’uso del GNL come combustibile in particolare nel settore marittimo. Nell’ambito di questi bandi sono state presentate richieste per lo sviluppo della progettazione e la realizzazione di interventi anche in Italia sia per il trasporto marittimo sia stradale11. Tra i progetti presentati ne sono stati selezionati12 cinque per il finanziamento: uno nel settore del trasporto stradale pesante, e quattro nel settore del trasporto marittimo. 10
“Costa” e “Costa II East ‐ Poseidon Med”. Gli estremi di tali iniziative sono stati riportati nell’elenco dei progetti trasmessi alla Commissione Europea per accedere ai finanziamenti CEF, che costituisce l’allegato 2 del DEF (Documento di Economia e Finanza) 2015. 12
Connecting Europe Facility (CEF) TRANSPORT 2014 Calls for Proposals, Proposal for the selection of projects ‐ July 2015 INEA. 11
20 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 3.1.4
Il regime UE degli aiuti di Stato a finalità ambientale Uno strumento di intervento rilevante per il processo di diffusione del GNL come combustibile alternativo è costituito dalla disciplina UE in materia di aiuti di Stato a finalità ambientale13. Lo strumento prevede due modalità principali: 1) quella degli aiuti per investimenti che consentono di andare oltre le norme in materia di tutela dell’ambiente, e 2) quella degli aiuti per l’acquisto di mezzi di trasporto che rispettino nuove norme di tutela ambientale prima che queste entrino in vigore. La disciplina comunitaria in questi casi consente intensità di aiuto che vanno oltre quelle consentite ordinariamente sia per le piccole che le medie e grandi imprese, e che in alcuni casi possono arrivare fino 100% degli extracosti. Lo strumento è stato utilizzato in Finlandia per misure di aiuto alla conversione di imbarcazioni nel contesto dell’introduzione di nuovi standard ambientali per le aree di controllo delle emissioni di SOx (SECA)14 nel Mar Baltico e nel Mare del Nord. La Finlandia, nel 2011, ha introdotto un regime di aiuto per investimenti che consentivano di andare oltre le norme obbligatorie in materia di ambiente vigenti in quel momento per le emissioni delle imbarcazioni. Il regime di aiuto era mirato a sostenere l’acquisto di nuove navi, come quelle alimentate a GNL, in grado di rispettare gli standard ambientali non ancora recepiti nelle normative UE. Successivamente all’introduzione dei nuovi standard ambientali con l’approvazione delle direttiva 2012/33/UE, nel 2013 la Finlandia ha proseguito il proprio intervento di sostegno introducendo una nuova misura di aiuto per l’adeguamento alle nuove norme ambientali adottate, ma ancora non entrate in vigore, dato che i nuovi standard ambientali per le emissioni di SOx per le imbarcazioni sarebbero entrati in vigore nelle aree di navigazione SECA del Mar Baltico e del Mare del Nord solo a partire dal 1 gennaio 2015. Tale esperienza è particolarmente rilevante per la sua potenziale replicabilità anche nel contesto italiano e degli altri paesi UE del Mediterraneo con riferimento al processo di introduzione dei nuovi standard ambientali per le emissioni delle imbarcazioni nei nostri mari. 3.2 Le politiche italiane 3.2.1
La Strategia Nazionale sul GNL Il Governo italiano ha avviato dal 2014, attraverso la costituzione di un Gruppo di coordinamento nazionale, la predisposizione di uno studio sugli aspetti normativi, tecnici ed economici, nonché quelli attinenti alla sicurezza e all’impatto sociale per l’utilizzo del GNL nei trasporti marittimi e su gomma limitatamente al trasporto pesante (camion, autobus, treni), con l’obiettivo dell’adozione di un atto di indirizzo sull’utilizzo del GNL in Italia, inizialmente denominato Piano Nazionale Strategico15. I lavori del gruppo di coordinamento per la fattibilità di un atto di indirizzo sul GNL sono stati articolati in due ambiti, costituiti dalle tematiche trasversali e dalle tematiche settoriali relative 13
Regolamento (UE) n. 651/2014 della Commissione del 17 giugno 2014 che dichiara alcune categorie di aiuti compatibili con il mercato interno in applicazione degli articoli 107 e 108 del trattato. 14
Vedi il successivo paragrafo 6.1.1. 15
http://www.sviluppoeconomico.gov.it/index.php/it/per‐i‐media/notizie/2030620‐gnl‐verso‐il‐piano‐strategico‐
nazionale. 21 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 allo sviluppo degli utilizzi del GNL. Per ogni tematica è stato attivato un sottogruppo che vede la partecipazione di istituzioni, associazioni di categoria, imprese e centri di ricerca. La prima fase di definizione dell’atto di indirizzo per il settore si è conclusa a fine giugno 2015 con la pubblicazione sul sito del MSE del “Documento di consultazione per una Strategia Nazionale sul GNL”16. La fase di consultazione pubblica dovrebbe durare un mese dopodichè il Governo procederà all’adozione definitiva della Strategia Nazionale sul GNL. Il documento adottato costituirà la base per la parte settoriale sul GNL del Quadro strategico nazionale che l’Italia dovrà approvare entro il novembre 2016, in recepimento della direttiva sui combustibili alternativi. Sebbene fornisca ampia documentazione sulle principali tematiche (approvvigionamento e stoccaggi; trasporto pesante su terra; usi industriali, civile e trasporto leggero (CNG); trasporto navale; sicurezza dello stoccaggio e distribuzione; accettabilità sociale e divulgazione; autorizzazioni) il documento non formula in modo compiuto obiettivi di sviluppo e misure specifiche per il loro conseguimento e ne rimanda la definizione al momento dell’adozione definitiva della Strategia Nazionale, anche sulla base dei contributi richiesti nella fase di consultazione sulla definizione di obiettivi e misure necessari per lo sviluppo del settore. Tuttavia, in forma non organica e sotto forma di ipotesi, alcune indicazioni di scenari‐obiettivo sia di penetrazione del GNL nei diversi settori target, sia di dotazione infrastrutturale necessaria per lo sviluppo del settore con orizzonte al 2030, si possono trarre: 1) per il settore del trasporto marittimo viene formulata una stima di penetrazione del 20% dei consumi del trasporto marittimo atteso per il 2030 2) per il settore del trasporto stradale pesante, il documento ipotizza per il 2030 la copertura di un terzo circa del fabbisogno di movimentazione nella rete stradale Italiana concentrato nelle regioni settentrionali; con riferimento al complesso dei consumi di carburanti per trasporti stradali il documento segnala un potenziale di sostituzione del GNL rispetto ai carburanti tradizionali (incluse le forniture tramite stazioni di rifornimento L‐CNG) dal 10 al 20% 3) per il settore di consumi di utenze off‐grid industriali e civili, sempre con orizzonte al 2030, viene individutato un potenziale di penetrazione del GNL del 20% 4) per quello che riguarda le infrastrutture necessarie per l’anello iniziale della catena logistica per la distribuzione nella filiera degli usi finali GNL, il documento ipotizza, per il 2030, la realizzazione di cinque depositi costieri intermedi da 30,000 ‐ 50,000 m3 (13,000 ‐ 21,500 t), tre navi cisterna definite da cabotaggio con capienza da 25,000‐30,000 m3, e quattro bettoline con cisterne criogeniche da 500‐1,000 m3; questi elementi nel loro insieme dovrebbero consentire l’approvvigionamento dei depositi costieri, il bunkeraggio delle imbarcazioni alimentate a GNL, e costituire i punti di partenza per il carico delle autocisterne destinate a rifornire gli stoccaggi satellite a terra (distributori di GNL e utenze finali industriali o civili) 5) in termini di dotazione infrastrutturale, le indicazioni del documento prevedono per il trasporto stradale una forbice molto ampia che va dal un valore minimo di 10 distributori lungo i corridoi stradali TEN‐T in base al parametro indicato dalla direttiva 2014/94/UE, fino a un valore massimo di 800 impianti in un’ottica di sinergia tra distribuzione di LNG e CNG. 16
http://www.mise.gov.it/index.php/it/per‐i‐media/comunicati‐stampa/2032940‐gnl‐al‐via‐consultazione‐pubblica‐
per‐un‐mese‐poi‐strategia‐nazionale. 22 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Quattro fattori sono infine identificati come determinanti per lo sviluppo della filiera degli usi finali del GNL, costituiti da: a) disponibilità di regimi autorizzativi omogenei e semplificati b) adeguamento normativa tecnica di settore c) sviluppo della logistica di base a terra d) mantenimento dell’attuale regime fiscale. 3.2.2
Atti di programmazione settoriale e locale Il Piano decennale di sviluppo della rete SNAM Per gli usi finali del GNL, il Piano decennale di sviluppo della rete SNAM17 prevede una richiesta di 0.9 Gmc di gas all’anno nel 2024, pari a circa l’1.2% della domanda globale prevista dal documento. Tale valore corrisponde a 640,000 t (1,491,000 m3) di GNL, pari a circa 812 ktep. Tale previsione è significativamente inferiore ai volumi di richiesta desumibili dalle ipotesi di penetrazione prospettate nel documento di consultazione per la Strategia Nazionale sul GNL. Programmazione energetica regionale della Sardegna É in corso la revisione del piano energetico regionale della Sardegna, che risale al 2006, e che per la metanizzazione della regione fa riferimento all’approvvigionamento che dovrebbe essere consentito dalla realizzazione del progetto di collegamento tramite metanodotto dall’Algeria all’Italia denominato GALSI il cui tracciato prevede il passaggio dalla Sardegna. Il progetto nato nella prima metà degli anni 2000 è ancora fermo e non vi è certezza della sua realizzazione. In realtà già nel 2014 la Regione era uscita dal progetto GALSI e nei documenti preparatori18 l’utilizzo del Gas Naturale Liquido (GNL) è stato individuato come la risposta potenzialmente più idonea per la metanizzazione dell’isola, tenendo conto della necessità di minimizzare i rischi connessi alla presenza di una domanda limitata e distribuita nel proprio territorio. Tale scelta viene anche esplicitamente collegata alle nuove politiche UE e nazionali di promozione degli usi finali del GNL. Due sono le possibili opzioni percorribili per la metanizzazione della Sardegna basate sul GNL, costituite da: 1) la realizzazione di un rigassificatore di piccola taglia (0.5 ‐ 1 miliardi di mc/annui) 2) la realizzazione di una serie di depositi costieri di GNL di piccola media dimensione (5‐
10,000 m3), per i quali come visto in Tabella 2 stanno già nascendo diverse iniziative. Per la localizzazione del rigassificatore di piccola taglia vengono indicati i porti industriali di Sarroch e Porto Torres. Per la localizzazione dei depositi costieri di GNL vengono indicati i porti industriali di Sarroch e Porto Torres, Porto Vesme, Oristano, Olbia e Arbatax. 17
Piano decennale di sviluppo delle reti di trasporto di gas naturale 2015‐2024, Snam Rete Gas S.p.A, marzo 2015. Il 21 luglio 2015 la Giunta regionale della Sardegna ha approvato le linee di indirizzo per il nuovo piano energetico ambientale regionale, Deliberazione n. 37/21 del 21.7.2015, Piano Energetico Ambientale Regionale Linee di Indirizzo Strategico “Verso un’economia condivisa dell’Energia”. 18
23 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 La soluzione dell’approvvigionamento da GNL della Sardegna dovrà essere individuata mediante un’azione sinergica e coordinata con il Governo nazionale da formalizzare con apposito accordo che consenta la più efficiente distribuzione della risorsa energetica agli utenti finali considerando prioritariamente una serie di elementi: 1. l’individuazione del migliore sistema di sostegno alla realizzazione delle opere necessarie 2. l’impegno del Governo a sostenere la contestuale realizzazione dello sviluppo delle rete gas insieme a quella del terminale 3. per consentire la realizzazione dei depositi costieri viene chiesta la definizione di un quadro normativo per i procedimenti autorizzativi, del ruolo della Regione, e una adeguata regolazione per l’uso delle nuove infrastrutture 4. viene inoltre chiesto l’impegno al Governo per l’individuazione in Sardegna di uno o più porti HUB GNL per il rifornimento di mezzi navali. La Sardegna è così candidata a svolgere un ruolo da motore propulsore per lo sviluppo della filiera del GNL anche a livello nazionale. 24 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 4
I POTENZIALI E LA COMPETITIVITÀ 4.1 I Consumi di energia In questo paragrafo si analizzano i consumi di energia, e relativi trend, nei settori target, che costituiscono il potenziale massimo di penetrazione del GNL in Italia. Tali dati danno una misura del mercato rilevante e del suo andamento recente. L’analisi coinvolge le principali tipologie di prodotti petroliferi utilizzati nei settori target. Inoltre per tali prodotti si forniscono dati sui prezzi, il loro andamento recente, e il peso dei diversi e specifici regimi fiscali nella loro formazione. I consumi di energia nel settore dei trasporti marittimi sono costituiti quasi esclusivamente da prodotti petroliferi. Nelle statistiche energetiche i combustibili consegnati a navi ‐ nazionali e non ‐ che effettuano servizi tra porti italiani o tra porti italiani ed esteri, vengono denominati bunkers e l’attività di fornitura del combustibile bunkeraggio (bunkering). Il consumo complessivo di prodotti petroliferi per bunkeraggio (Figura 12) è cresciuto in modo costante dal 2000 al 2008, passando da 2,700 a circa 3,800 Kt. Dal 2009 si registra tuttavia un trend in calo, che nel 2014 ha ridotto i consumi per bunkeraggio a circa 2,300 migliaia di tonnellate, significativamente al di sotto del livello del 2000. Oltre ai consumi per bunkeraggio vi sono quelli di prodotti petroliferi delle imbarcazioni da pesca (circa 200 Kt) e di quelle utilizzate per la navigazione delle acque interne, fluviali e lacuali, che ammontano negli ultimi anni complessivamente a circa 500 Kt. Figura 12. Italia, consumi di prodotti petroliferi per bunkeraggio 2000‐2014 (kt) 4 000
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati MSE Il combustibile più utilizzato è l’olio combustibile ATZ (alto tenore di zolfo) utilizzato mediamente per il 60% del bunkeraggio complessivo e nel 2014 per il 54% circa. Sempre nel 2014 l’olio combustibile BTZ (basso tenore di zolfo) ha pesato per circa un quarto, mentre il gasolio per circa un quinto delle forniture di bunker (Figura 13). In base alle normative vigenti i contenuti massimi zolfo consentiti nei combustibili marittimi sono: 3,5% per l’olio combustibile ATZ; 1% per l’olio combustibile BTZ; e 0.1% per il gasolio marino. 25 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 13. Italia, consumi di olio combustibile e gasolio per bunkeraggio 2000‐2014 (kt) Olio Combustibile ATZ
kt
Olio Combustibile BTZ
Gasolio
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati MSE I prezzi dei combustibili petroliferi utilizzati come bunker hanno un andamento sostanzialmente omogeneo, che è correlato a quello del petrolio, come si può vedere nella Figura 14 per il periodo 2009 – 2015 con riferimento ai prezzi nell’area del Mediterraneo. In particolare si possono osservare gli effetti del recente crollo del prezzo del petrolio sui prezzi dei combustibili per bunkeraggio, crollo che si è protratto fino al mese di gennaio di quest’anno, momento dal quale vi è stato un rimbalzo ed è iniziato un processo di ripresa. Nei primi mesi del 2015 infatti il trend dei principali combustibili per bunkeraggio registra un trend di crescita come è possibile vedere dalla Figura 14 che riporta le medie mensili dei prezzi registrati nell’area mediterranea. In quest’ultimo periodo il prezzo dell’olio combustibile ATZ è passato da 240 a 332 $/t, mentre quello BTZ nello stesso periodo è aumentato da 267 a 356 $/t. Il prezzo del gasolio marino, che attualmente deve rispettare un limite dello 0.1% nel tenore di zolfo, è passato da 472 a 608 $/t. ll differenziale tra i prezzi dell’olio combustibile e quello del gasolio marino a basso tenore di zolfo è oggi molto rilevante, e in particolare nei primi mesi del 2015 ha oscillato tra il 70 e il 90%. Va considerato che tale differenziale nel lungo periodo si mantiene sostanzialmente costante in termini assoluti, e quindi in una fase di bassi prezzi del petrolio è particolarmente alto; mentre negli anni precedenti, anche a livello internazionale, è stato attorno al 50%. Alla quotazione del combustibile va spesso aggiunto il costo delle chiatta o bettolina per il bunkeraggio della nave ormeggiata alla fonda, quotato a circa 10 $/t. Va inoltre evidenziato che per il particolare regime fiscale nelle forniture di combustibili per bunkeraggio non è previsto né l’assoggettamento all’IVA né ad accise. 26 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 14. Prezzi combustibili per bunkeraggio nel mediterraneo ($/t) O. C. 3.5%S FOB Med Cargo MAvg
Gasolio 0.1%S FOB Med Cargo
$/t
O.C. 1%S FOB Med Cargo MAvg
apr‐15
ott‐14
gen‐15
lug‐14
apr‐14
gen‐14
ott‐13
lug‐13
apr‐13
gen‐13
ott‐12
lug‐12
apr‐12
gen‐12
ott‐11
lug‐11
apr‐11
ott‐10
gen‐11
lug‐10
apr‐10
gen‐10
ott‐09
lug‐09
apr‐09
gen‐09
1 100
1 000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
‐
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati Platts In Italia il parco di veicoli per i trasporto merci di peso superiore alle 3.5 tonnellate è costituito da circa 930,000 unità, ripartite in autocarri per trasporto merci generiche (62%), autocarri per trasporti specifici (22%) e motrici stradali (16%). Oltre il 99% di questi veicoli sono alimentati a gasolio. Sulla base dei dati ISPRA il consumo del trasporto merci di veicoli pesanti (> 3.5 t) è stato, mediamente negli ultimi anni, pari a circa 8 Mt di gasolio per autotrazione (Figura 15). Figura 15. Italia, consumi di gasolio di veicoli pesanti (ktep) Fonte: elaborazioni REF‐E su dati MSE e ISPRA 2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
10 000
9 000
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
0
Per i prezzi del gasolio per autotrazione, facendo riferimento al monitoraggio del MSE si può vedere dalla Figura 16 come, anche in questo caso, l’andamento sia sostanzialmente correlato a quello del prezzo del petrolio, con un impatto però fortemente attenuato dal peso della fiscalità. Nel caso del gasolio per autotrazione è prevista l’accisa che negli ultimi anni è stata pari a circa 618 €/1,000l; al prezzo industriale più il valore dell’accisa viene poi applicata l’IVA con l’aliquota del 22%. Come si può vedere oggi il valore dell’accisa è pari a quello costo del carburante. Infatti nel corso di un anno, da gennaio 2014 a gennaio 2015, si è avuto un calo di circa il 15% del prezzo alla pompa del gasolio, al netto delle tasse, del 30%. 27 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 16. Italia, prezzi medi mensili del gasolio per autotrazione 2013‐2015 (€/1000l) Fonte: elaborazioni REF‐E su dati MSE 01/04/15
01/03/15
01/02/15
01/01/15
01/12/14
01/11/14
01/10/14
01/09/14
01/08/14
Prezzo al consumo
01/07/14
01/06/14
01/05/14
01/04/14
01/03/14
01/02/14
01/01/14
01/12/13
01/11/13
Prezzo industriale
01/10/13
01/09/13
01/08/13
01/07/13
01/06/13
Accisa
01/05/13
01/03/13
01/02/13
01/01/13
01/04/13
Iva
1 800
1 600
1 400
1 200
1 000
800
600
400
200
0
Come principale riferimento del potenziale di penetrazione del GNL nelle aree non metanizzate si prendono i consumi di prodotti petroliferi del settore industriale. I consumi finali di prodotti petroliferi del settore industriale, che negli ultimi due decenni hanno avuto un trend di forte contrazione, in Italia ammontano nel 2013 a circa 2,700 ktep. Figura 17. Italia, consumi di prodotti petroliferi del settore industriale, 2013 (%) 8%
12%
GPL
12%
Gasolio
Olio Combustibile
19%
Pet Coke
49%
Atri prodotti petroliferi
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati Eurostat Circa il 50% è costituito da pet coke, che presenta caratteristiche particolari utili nel processo produttivo di alcuni settori come quello cementiero. Per il restante 50% si tratta di consumi di olio combustibile (523 ktep), gasolio (337 ktep) o GPL (213 ktep), utilizzati prevalentemente in contesti di assenza della rete del gas naturale. I prezzi di alcuni di questi prodotti sono rilevati dal MSE e, come si può vedere dalla Figura 18, anche in questo caso il prezzo finale è fortemente condizionato dal regime fiscale. 28 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 18. Italia, prezzi medi di alcuni prodotti petroliferi per usi industriali, aprile 2015 (€) €
prezzo industriale
Accisa
Iva (22%)
1 000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
GPL (€/1000 l)
O.C. fluido BTZ (€/t)
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati MSE O.C. denso BTZ (€/t)
Nel caso dell’olio combustibile BTZ fluido per uso industriale, l’accisa pesa per circa il 20% nella formazione del prezzo finale, e quindi con l’IVA al 22% gli oneri fiscali pesano complessivamente per il 36.5%. Per l’olio combustibile denso BTZ l’accisa è molto più bassa e incide per circa il 6.4% nella formazione del prezzo finale, e quindi con l’IVA gli oneri fiscali pesano complessivamente per il 18% Nel caso del GPL per usi industriali l’accisa è ridotta al 10% di quella per gli usi riscaldamento e pesa per circa il 3.8% nella formazione del prezzo, e quindi gli oneri fiscali pesano complessivamente per il 18% sul prezzo finale. 29 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 BOX ‐ IL CASO DELLA SARDEGNA La Sardegna costituisce il caso più significativo di area del territorio italiano priva delle infrastrutture di trasporto e distribuzione del gas naturale. Ciò caratterizza in modo particolare la struttura dei consumi energetici dell’isola rispetto allo scenario italiano. In base agli ultimi bilanci energetici regionali resi disponibili dall’Enea si evidenzia l’assenza del gas naturale e un ruolo preponderante dei prodotti petroliferi (65%) che sostituiscono in larga parte le tipologie di consumo finale che nel contesto italiano vengono generalmente coperti dal gas naturale. Nello stesso anno a livello nazionale il peso dei prodotti petroliferi nel mix dei consumi finali è al 42%, quello dell’elettricità è al 20%, ed il gas naturale pesa per il 30% Figura 1. Sardegna: consumi finali di energia per fonte, 2012 (%) Combustibili solidi
0%
Combustibili solidi
Energia elettrica
27%
Prodotti petroliferi
Gas naturale
Fonti rinnovabili
Energia elettrica
Prodotti petroliferi
65%
Fonti rinnovabili
8%
Gas naturale
0%
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati Enea, Terna e Istat. I consumi finali di prodotti petroliferi in Sardegna nel 2012 ammontano a circa 2,185 ktep, di cui circa il 45 % per trasporti, il 25% per l’industria, e il restante 25% per consumi finali nei settori residenziale e terziario. É inoltre presente nei principali insediamenti urbani dell’isola una serie di reti locali di distribuzione di gas che sono attualmente alimentate a GPL o aria propanata. 4.2 I prezzi del GNL Il mercato mondiale del GNL è assai concentrato, la produzione degli impianti di liquefazione del Qatar e quelli dell’Australia, Polinesia e Nuova Guinea da soli coprono circa il 50% della richiesta; mentre la domanda asiatica costituisce da sola circa il 70% di quella globale19. L’Europa nel 2014 assorbiva circa il 20% della richiesta mondiale di GNL. La maggior parte del GNL nel mercato mondiale viene venduto con contratti di lungo termine, con prezzi indicizzati con formule basate sull’andamento dei prodotti petroliferi; tali contratti spesso prevedono clausole di destinazione e obblighi di ritiro minimo. Negli ultimi anni è aumentata la quota del GNL venduto con contratti spot (ossia la quota di GNL non contrattualizzato con un cliente stabile ma venduto “a mercato”), che è passata dal 19% del 2010 al 29% del 201420.La Figura 19 mostra l’andamento dei prezzi del GNL nei principali comparti del mercato mondiale nell’ultimo quadriennio. Si può osservare come dall’inizio del 2011, in corrispondenza del disastro di Fukushima, l’accresciuta richiesta di GNL per l’arresto delle centrali nucleari ha fatto decollare le quotazioni del GNL in Asia. Il livello del prezzo del GNL nei mercati asiatici ha avuto 19
I dati si riferiscono al 2014. Fonte: BP Statistical report, 2013‐2015. La percentuale include anche contratti short term, ossia contratti di durata inferiore ai 4 anni. Fonte: GIIGNL Rapporto LNG Industry in 2014. 20
30 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 una forte caduta dalla seconda metà del 2014, dovuta anche al calo del prezzo del petrolio dalla seconda metà del 2014. Il livello dei prezzi del GNL sui mercati europei è inferiore a quello sui mercati asiatici, anche se nell’ultima fase questo differenziale in particolare per i prezzi spot si è azzerato. Da notare che il prezzo del gas naturale sul mercato americano degli ultimi anni, per la crescita della produzione di shale‐gas, è costantemente molto più basso di quello europeo. Nella prospettiva dello sviluppo della filiera degli usi finali del GNL, in Italia si può prendere come riferimento il prezzo delle vendite spot di GNL con consegna ai terminali europei presenti in Portogallo e nel Mediterraneo, che vengono rilevati con l’indice WGI South West Europe LNG Price (WGI SWE). Come mostra la figura, il prezzo WGI SWE del GNL dall’inizio del 2011 non è sceso sotto ai 10 $/Mbtu (circa 25 €/MWh) fino alla fine del 2014, in cui è iniziato il calo che ha portato a un prezzo medio di 7 $/Mbtu (circa 21 €/MWh) nella prima metà del 2015. Figura 19. Prezzi del GNL in Europa e nel mondo ($/Mbtu) Japan average LNG import price**
TTF*
Asian spot LNG SE Asia
gas in US (Henry Hub)
SWEurope spot LNG price
mar‐11
apr‐11
mag‐11
giu‐11
lug‐11
ago‐11
set‐11
ott‐11
nov‐11
dic‐11
gen‐12
feb‐12
mar‐12
apr‐12
mag‐12
giu‐12
lug‐12
ago‐12
set‐12
ott‐12
nov‐12
dic‐12
gen‐13
feb‐13
mar‐13
apr‐13
mag‐13
giu‐13
lug‐13
ago‐13
set‐13
ott‐13
nov‐13
dic‐13
gen‐14
feb‐14
mar‐14
apr‐14
mag‐14
giu‐14
lug‐14
ago‐14
set‐14
ott‐14
nov‐14
dic‐14
gen‐15
feb‐15
mar‐15
apr‐15
mag‐15
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Fonte: Elaborazione REF‐E su dati WGI e Platts 4.3 Competitività del GNL nei settori target L’analisi di competitività degli usi finali del GNL nella realtà italiana viene condotta come confronto tra il prezzo finale di fornitura del GNL e quello dei prodotti petroliferi oggi utilizzati nei settori target: trasporto marittimo; trasporto stradale pesante; e consumi delle attività industriali in aree off‐grid. 4.3.1
Il trasporto marittimo Nella realtà italiana l’uso del GNL come combustibile per il trasporto marittimo non è ancora stato introdotto in modo stabile. Si ha notizia solo del caso di rifornimenti occasionali, tramite autocisterna. Per effettuare una valutazione di competitività del GNL nella realtà italiana, rispetto al costo dei combustibili ordinariamente utilizzati come combustibile per il trasporto marittimo, non sono quindi disponibili riferimenti significativi di prezzo nella fornitura per bunkeraggio. Si può effettuare una stima prendendo come riferimento il prezzo di acquisto del GNL presso i terminali europei dell’area mediterranea e del Portogallo (WGI SWE nella Figura 19) e i dati di costo della logistica per la fornitura del GNL come bunker per le imbarcazioni reperibili sulla 31 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 letteratura disponibile21, con particolare riferimento all’esperienza della realtà europea del Mare del Nord e del Mar Baltico. Le soluzioni impiantistico‐infrastrutturali possibili per effettuare il rifornimento del GNL come bunker sono molteplici e implicano costi di investimento e operativi molto diversi anche in termini di economie di scala. Lo studio DMA individua tre casistiche di riferimento: 1) quella basata sull’uso di un terminale di importazione e di una nave cisterna per bunkeraggio22 2); quella basata su uno stoccaggio costiero dedicato di medie dimensioni e una nave cisterna per bunkeraggio23; e 3) quella basata su uno stoccaggio costiero dedicato di piccole dimensioni24. In tutte e tre le casistiche è previsto un punto di carico per autocisterna con serbatoio criogenico e la presenza di un’autocisterna. Sommando il prezzo del GNL al terminale alle tre ipotesi di costo di distribuzione stimate nello studio DMA, si ottengono tre scenari di prezzo che possono essere confrontati con i costi dei prodotti petroliferi utilizzati come bunker. La Figura 20 riporta il confronto tra i tre scenari di prezzo della fornitura del GNL come bunker marittimo e quelli correnti a maggio 2015 nel Mediterraneo per l’olio combustibile e il gasolio marino, espressi in termini di contenuto energetico (€(MWh). Figura 20. Mediterraneo: prezzi normalizzati combustibili per bunkeraggio e scenari di prezzo per bunkeraggio GNL, maggio 2015 (€/MWh) Prezzo GNL al terminale
prezzi FOB Prod. petroliferi
€/MWh
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
GNL (scenario 1) GNL (scenario 2) GNL (scenario 3)
Costo di distribuzione GNL
Costo distribuzione Prod. Petroliferi
Olio Combustibile Olio Combustibile Gasolio Marino (<
ATZ (> 1% S)
BTZ (< 1% S)
0.1% S)
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati Bunkerworl e DMA. La Figura 20 mostra che gli scenari di prezzo di fornitura del GNL come bunker marino hanno un livello che oscilla tra il 60% (Scenario 1) e il 70% (scenario 3), di quello del gasolio marino. Tali dati confermano che la competitività del GNL è significativa rispetto al gasolio marino che è il prodotto per bunkeraggio più pulito e costoso che consente il rispetto degli standard ambientali previsti nelle aree SECA. La Figura 21 mostra l’andamento, tra il 2011 e il 2015, del differenziale il tra i prezzi FOB nel Mediterraneo del gasolio marino, dell’olio combustibile e quello WGI SWE del GNL al terminale; espressi in €/MWh. Anche questa elaborazione mostra che il differenziale di prezzo tra GNL e gasolio marino (al netto dei costi di distribuzione) nel periodo considerato è tale da confermare la competività del prezzo di fornitura del GNL come bunker rispetto quella del gasolio marino. 21
DMA (Danish Maritime Authority) “North European LNG Infrastructure Project A feasibility study for an LNG filling station infrastructure and test of recommendations”, 2012. 22
Corrispondente al caso c) della figura 2. 23
Assimilabile al caso d) della Figura 2. 24
Assimilabile al caso d) della Figura 2 ma con economie di scala più limitate per via della piccola dimensione. 32 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 21. Prezzi del GNL al terminale (SWEurope) e prezzi FOB per olio combustibile 1% e Gasolio marino 0,1% nel Mediterraneo, dal 2011 al 2015 (€/MWh) SWEurope spot LNG price
FO 1%S FOB Med Cargo MAvg
Gasoil 0.1%S FOB Med Cargo
€/MWh
70
60
50
40
30
20
10
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati WGI e Platts mag‐15
gen‐15
mar‐15
set‐14
nov‐14
lug‐14
mag‐14
gen‐14
mar‐14
set‐13
nov‐13
lug‐13
mag‐13
gen‐13
mar‐13
set‐12
nov‐12
lug‐12
mag‐12
gen‐12
mar‐12
set‐11
nov‐11
lug‐11
mag‐11
gen‐11
mar‐11
0
4.3.2
Il trasporto stradale pesante L’uso del GNL come combustibile nel trasporto terrestre pesante in Italia, come visto, sta compiendo i primi passi e allo stato attuale è presente una sola stazione pubblica di rifornimento in esercizio da aprile 2014, localizzata a Piacenza. A maggio 2015 il prezzo praticato per il rifornimento di GNL presso la stazione di rifornimento di Piacenza era di 0.97 €/kg. Tale prezzo, secondo quanto dichiarato dall’ENI, viene fissato prendendo come riferimento quello per il CNG. Pur nella sua limitatezza è possibile fare una valutazione di competitività con il prezzo medio mensile rilevato a livello nazionale per il gasolio, che nel mese di maggio era di 1.450 €/l. La Figura 22 mostra il confronto tra il prezzo alla pompa del GNL e quello del gasolio, espressi in termini di contenuto energetico. In base a questo confronto il prezzo del GNL è del 50% inferiore a quello del Gasolio. Va evidenziato che tale risultato è determinato in misura significativa dal diverso regime fiscale in termini di accise alla vendita previste per gas naturale e per il gasolio destinati all’autotrazione. Nel caso del metano l’accisa prevista è di 0.00331 €/m3, mentre per il gasolio è di 0.617 €/l. Il valore dell’accisa per contenuto energetico equivalente sul metano è di circa 0.32 €/MWh, contro quella di circa 60.6 €/MWh prevista per il gasolio. Per completare la valutazione sulla competitività della fornitura di GNL come combustibile nel trasporto su strada pesante, è necessario tenere conto che per le imprese di autotrasporto merci che utilizzano veicoli di peso pari o superiore a 7.5 tonnellate è prevista una procedura di rimborso che consente di recuperare una quota significativa del valore dell’accisa pagata negli acquisti di gasolio. Il valore del rimborso riconosciuto è oggi di 0.214 €/l, pari a 21 €/MWh di contenuto energetico del gasolio. Tenuto conto del rimborso, il costo del carburante è di 1.236 €/l (121.3 €/MWh). In questo caso il costo del GNL è inferiore del 40% circa rispetto a quello gasolio, come si può vedere nella Figura 22 . 33 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 In conclusione risulta evidente che la competitività del GNL come combustibile per il trasporto pesante rispetto al gasolio per autotrazione è sostanzialmente determinata dall’attuale regime delle accise. Figura 22. Prezzi normalizzati gasolio autotrazione e GNL alla pompa, maggio 2015 (€/MWh) Costo alla pompa al netto delle tasse
€/MWh
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
GNL
Accise
Gasolio
IVA (22%)
Gasolio con recupero accisa
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati MSE 4.3.3
Le aree off grid Nella realtà italiana i settori in cui è più diffuso l’uso del GNL in aree off‐grid, sono i distributori di gas naturale (CNG) per autotrazione, e quello delle utenze industriali. In particolare, per gli usi di utenze industriali la scelta di utilizzare il GNL sta avendo una diffusione in diverse aree del paese. In questo caso il GNL sostituisce il GPL o l’olio combustibile BTZ. Il prezzo di fornitura del GNL per usi industriali dichiarato da uno dei principali operatori nel primo trimestre 2015 oscilla tra i 710 e i 740 €/t. Operando un confronto con i prezzi espressi in termini di contenuto energetico (€/MWh) dell’olio combustibile BTZ e del GPL destinati a usi industriali, emerge (Figura 23) che il GNL ha un costo inferiore del 40% circa nel caso del GPL e dell’olio combustibile fluido BTZ, mentre nel caso dell’olio combustibile denso BTZ il GNL ha un costo superiore del 12% circa. Figura 23. Prezzi normalizzati prodotti petroliferi e GNL per usi industriali, aprile 2015 (€/MWh) €/MWh
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Costo al netto delle tasse
GPL
Accise
O.C. fluido BTZ
O.C. denso BTZ
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati MSE e Liquigas 34 IVA (22%)
GNL
Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Anche in questo settore di utilizzo il regime fiscale applicato a questi prodotti energetici influisce in modo diversificato e rilevante sulla formazione del prezzo, in particolare per il peso delle diverse aliquote di accisa previste dalla normativa. Come già visto, l’accisa con le agevolazioni per gli usi industriali per il GPL è ridotta (3.14 €/MWh), mentre è molto bassa per l’olio combustibile denso BTZ (2.78 €/MWh) rispetto a quella per l’olio combustibile fluido BTZ (14.76 €/MWh). L’accisa per il gas naturale destinato a usi industriali è di 0.012498 €/nm3 e ha quindi un peso molto ridotto, che espresso in termini di contenuto energetico è pari a 1.19 €/MWh. 4.4 Scenari di penetrazione degli usi finali del GNL in Italia Sulla base dell’individuazione dei consumi dei settori target, delle valutazioni di competitività del GNL nella realtà italiana e delle prime stime e indicazioni di obiettivi di penetrazione forniti dal documento di consultazione per la Strategia Nazionale sul GNL, è possibile formulare in modo preliminare degli scenari di potenziale penetrazione del GNL a livello nazionale. Come visto, i consumi di energia tramite prodotti petroliferi dei settori target ammontano nel 2013: a 2.400 ktep per il trasporto marittimo; a circa 7.250 ktep per il trasporto stradale pesante; a circa 2400 ktep per gli usi industriali. L’insieme dei consumi dei settori target così indivuati ammonta a circa 13.000 ktep, valore che costituisce circa l’11% dei consumi finali di energia dell’Italia nel 2013. Tale aggregato di consumi potrebbe essere coperto in larga parte dall’uso del gas naturale, in sostituzione dei diversi prodotti petroliferi oggi utilizzati, tramite un adeguato sviluppo della filiera degli usi finali del GNL. La valutazione della competitività del GNL nei settori target nella realtà italiana, in presenza di condizioni di stabilità del regime fiscale e di un adeguato sviluppo della filiera distributiva, in particolare per i settori del trasporto stradale pesante e delle utenze industriali off‐grid, consente di considerare come verosimili degli scenari di penetrazione al 2025 compresi tra uno scenario basso, pari al 10% complessivo dei consumi considerati, e uno scenario alto pari al 20%. Assumendo come riferimento i livelli di consumi del 2013, nel caso dello scenario prudenziale, 1,300 ktep di consumi di prodotti petroliferi verrebbero sostituiti dal consumo di circa 1,060,000 di tonnellate (2.46 milioni di m3) di GNL, pari a circa 1.47 miliardi di sm3 di gas naturale che corrispondono al 2% della domanda di gas naturale nel 2013. In uno scenario semplificato di penetrazione omogenea nei settori target, verrebbero assorbite circa 600,000 tonnellate di GNL dal trasporto stradale pesante, e circa 200,000 rispettivamente dal settore navale e da quello degli usi finali di utenze industriali off‐grid. Nel caso dello scenario alto di penetrazione del GNL, 2,600 ktep di consumi di prodotti petroliferi verrebbero sostituiti dal consumo di circa 2,100,000 di tonnellate (5 milioni di m3) di GNL, pari a circa 3 miliardi di sm3 di gas naturale, che corrispondono a circa il 4% della domanda di gas naturale nel 2013. Inoltre, sempre assumendo uno scenario semplificato di penetrazione omogenea nei settori target, nello scenario alto, verrebbero assorbite circa 1,200,000 tonnellate di GNL dal trasporto stradale pesante, e circa 400,000 rispettivamente dal settore navale e da quello degli usi finali di utenze industriali off‐grid. 35 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 5
IL CONTRIBUTO AGLI OBIETTIVI DI POLITICA AMBIENTALE In questa sezione si analizza il ruolo che lo sviluppo della filiera degli usi finali del GNL può avere nel raggiungimento di obiettivi fondamentali della politica ambientale per la tutela della qualità dell’aria e la riduzione delle emissioni di gas climalteranti. In particolare si analizzano, per la realtà italiana, le emissioni di inquinanti connesse ai consumi nei trasporti marittimo e stradale pesante; e i principali riferimenti in termini di standard emissivi previsti dalla normativa ambientale per i mezzi in questi settori. Si analizzano inoltre le emissioni di CO2 di questi due settori, e le problematiche connesse alle emissioni dirette di metano come gas climalterante nella filiera degli usi finali del GNL. 5.1 La qualità dell’aria 5.1.1
Nel trasporto marittimo Nell’evoluzione delle politiche di riduzione delle emissioni inquinanti in atmosfera del settore marittimo il principale riferimento è costitutito dalla Convenzione internazionale MARPOL25. La Convenzione si è evoluta nel quadro delle attività svolte dall’IMO (International Maritime Organization), l’agenzia dell’ONU che in base al diritto internazionale agisce nel campo delle problematiche della sicurezza e della tutela ambientale connesse alla navigazione. Oggi la Convenzione MARPOL tramite diversi allegati copre le principali tematiche di tutela ambientale legate alla navigazione. L’allegato VI della Convenzione MARPOL è dedicato alla prevenzione dell’inquinamento atmosferico causato dalle imbarcazioni, con particolare riferimento alle emissioni di ossidi zolfo e azoto, emissioni per le quali sono individuate delle Aree di controllo delle emissioni (ECA) in cui vigono limiti di emissione o contenuto di inquinanti nei combustibili più restrittivi di quelli previsti a livello globale. In particolare, per gli ossidi di zolfo (SOx) le aree di controllo delle emissioni sono denominate SECA (sulphur emission control area). Nell’ordinamento dell’UE i contenuti dell’Allegato VI della Convenzione MARPOL e i suoi successivi aggiornamenti sono stati recepiti con le direttive 2005/33/CE e 2012/33/UE, che nel tempo hanno modificato e integrato la direttiva 1999/32/CE. Attualmente, per quello riguarda il tenore di zolfo dei combustibili marittimi nei mari dell’UE, i limiti previsti sono del 3.5% fino al 30 giugno 2020, mentre dal primo luglio entrerà in vigore26 un limite dello 0.5%. Per le aree SECA fino al 31 dicembre 2014 il limite del tenore di zolfo era dell’1%, dal 1 gennaio 2015 il limite è invece dello 0.1%. Attualmente nel contesto europeo le aree SECA sono costituite dal Mar Baltico, dal Canale d’Inghilterra e da buona parte del Mare del Nord, che include anche parte della costa norvegese. A oggi non sono interessate da aree SECA né le coste atlantiche dell’UE, né il Mar Mediterraneo. Oltre a quanto previsto per i combustibili marittimi a livello generale e per le aree SECA, la normativa UE prevede un limite del tenore di zolfo del 1.5% per le navi passeggeri che effettuano servizi di linea, e uno dello 0.1% per le navi all’ormeggio nei porti e nella navigazione interna. 25
International Convention for the Prevention of Pollution from Ships (MARPOL). Decisione assunta in modo unilaterale rispetto alla scadenza di applicazione della soglia dello 0.5% a livello globale ancora in corso di definizione in sede IMO nel processo di attuazione della Comvenzione Marpol. 26
36 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 In Italia le norme UE in materia di prevenzione dell’inquinamento atmosferico connesso alla navigazione sono state recepite nel Dlgs. n. 152/2006 e s.m.i.. Rispetto alla scadenza del 1 gennaio 2020, al comma 1 dell’articolo 295 del Dlgs. n. 152/2006 e s.m.i si prevede che dal 1° gennaio 2018 per il mare Adriatico e il mar Ionio e dal 1° gennaio 2020 per le altre zone di mare, si possa applicare un limite dello 0.1%, a condizione che gli Stati membri dell'Unione europea prospicienti le stesse zone di mare abbiano previsto l'applicazione di analoghi limiti. In questo modo la normativa italiana prefigura la possibilità di accordi con gli Stati interessati per l’introduzione di aree SECA dal 2018 per l’Adriatico e lo Ionio; e per il resto dei mari italiani a partire dal 2020. Allo stato attuale non si hanno notizie che rendano verosimile la possibilità di accordi tra l’Italia e gli altri paesi interessati per l’istituzione di aree SECA nel Mediterraneo nelle scadenze prefigurate dal comma 1 dell’articolo 295 del Dlgs. n. 152/2006 e s.m.i.. Figura 24. Limiti al tenore di zolfo nei combustibili marittimi (%) Aree SECA fino al 30/6/2010
Aree SECA dal 1/1/2015
Aree non SECA fino dal 1/1/2012
Aree SECA dal 1/7/2010
Aree non SECA fino al 31/12/2011
Aree non SECA fino dal 1/7/2020
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
5.0
4.5
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
Fonte: elaborazioni REF‐E Come visto, il differenziale di prezzo tra l’olio combustibile e il gasolio marino che rispetta la soglia dello 0,1% nel tenore di zolfo è molto significativo. Nelle aree SECA le principali alternative possibili all’uso del gasolio marino sono costituite dall’adozione di sistemi di abbattimento delle emissioni delle navi (Scrubber) che consentono l’uso dell’olio combustibile e il rispetto dei limiti di emissione previsti dalle norme, o l’adozione del GNL come combustibile. L’introduzione delle aree di navigazione SECA sia nell’America del Nord sia nei mari dell’Europa settentrionale interessati, sta sostenendo in modo rilevante la diffusione di navi alimentate a GNL e della connessa filiera distributiva Figura 25. Italia, emissioni di inquinanti in atmosfera da navigazione 1990‐2013 (kt) NOx (sx)
Sox (sx)
PM10 (dx)
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati ISPRA 37 2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
0
2002
0
2001
10
2000
50
1999
20
1998
100
1997
30
1996
150
1995
40
1994
200
1993
50
1992
250
1991
60
1990
300
Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Come è possibile vedere dalla Figura 25, le emissioni inquinanti provocate dai combustibili petroliferi utilizzati nella navigazione, venduti in Italia, sono significative, in particolare quelle di ossidi di zolfo. Comparando queste con le emissioni del trasporto pesante stradale (Figura 27) risulta evidente che rispetto alle quantità di prodotti petroliferi o alle unità di energia consumata, le emissioni inquinanti del trasporto marittimo sono mediamente tre volte maggiori nel caso degli ossidi di azoto (NOx), 10 volte nel caso del particolato (PM) e 3,000 volte nel caso degli ossidi di zolfo (SOx). Negli ultimi anni le emissioni di sostanze inquinanti causate dalla navigazione hanno avuto una riduzione che ha sostanzialmente seguito la riduzione dei consumi (‐32% dal 2008). Solo il livello di quelle di SOx si è ridotto in modo leggermente maggiore (‐46% rispetto al 2008), come effetto dei nuovi limiti al tenore di zolfo nei combustibili marittimi venduti; ma tale livello in termini assoluti resta molto significativo. La soluzione più efficace per la loro sostanziale eliminazione nel caso degli SOx o significativa riduzione negli altri casi è certamente costituita dall’adozione del GNL, rispetto alle soluzioni alternative costituite dall’uso del gasolio marino o dei sistemi di abbattimento delle emissioni delle navi come gli scrubber. 5.1.2
Nel trasporto stradale pesante Per i mezzi di trasporto stradale pesante, i principali strumenti di intervento per la riduzione delle emissioni inquinanti e la tutela della qualità dell’aria, oltre agli standard dei combustibili, sono oggi gli standard tecnologici previsti dalle normative UE per gli autoveicoli. Le politiche basate sugli standard dei combustibili hanno conseguito successi rilevanti con la totale eliminazione del piombo a partire dagli anni 2000 e la fortissima riduzione delle emissioni di SOx che, per i veicoli pesanti, sono passate da 50 kt nel 1990 a 0.1 kt nel 2013 (Figura 27). Una componente fondamentale degli standard tecnologici per i veicoli stradali previsti dalla normativa europea, denominati Euro con una numerazione progressiva che segnala i livelli crescenti di prestazioni richiesti, è quella dei limiti di emissione di sostanze inquinanti che nel caso dei veicoli pesanti sono formulati in termini di grammi di inquinante emessi per quantità di energia consumata (g/kWh). La Figura 26 mostra l’evoluzione, dagli anni 90 a oggi, dei limiti di emissione per il particolato e gli ossidi di azoto richiesti dalla normativa europea per i veicoli pesanti di nuova immatricolazione. Tale normativa è oggi disciplinata in generale dalla direttiva 2007/46/CE27 e s.m.i. e in particolare dal regolamento (CE) n. 595/2009 e s.m.i., che definisce gli standard tecnologici e i limiti di emissione Euro VI per i veicoli pesanti. 27
Direttiva 2007/46/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio, del 5 settembre 2007 che istituisce un quadro per l’omologazione dei veicoli a motore e dei loro rimorchi, nonché dei sistemi, componenti ed entità tecniche destinati a tali veicoli («direttiva quadro»). 38 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Figura 26. Limiti di emissione delle norme UE per i veicoli pesanti (g/kWh) PM10
NOx
Euro VI (2013)
Euro V (2008)
Euro IV (2005)
Euro III (2000)
Euro II (1995)
Euro I (1993)
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
6.0
6.5
7.0
7.5
8.0
g/kWh
Fonte: elaborazioni REF‐E Nell’arco di 20 anni i limiti di emissione dei veicoli pesanti di nuova immatricolazione sono passati per gli NOx dagli 8 g/kWh dell’Euro I ai 0.4 dell’Euro VI; mentre per le emissioni di particolato sono passati 0.612 g/kWh dell’euro I, ai 0.01 g/kWh previsti dalla normativa Euro VI. Nel valutare gli effetti sulle emissioni, degli standard via via più rigorosi con le normative Euro che si sono succedute, va considerato che queste sono state applicate ai veicoli di nuova immatricolazione. A fine 2011 il 43% del parco circolante di veicoli pesanti era ancora costituito da veicoli Euro 0, il 47% da veicoli Euro I‐II‐III‐IV e solo il 10% da veicoli Euro V‐VI. La Figura 27 mostra l’andamento delle emissioni di sostanze inquinanti attribuite ai veicoli pesanti dal 1990 al 2013. In questo caso la riduzione delle emissioni inquinanti hanno un trend decrescente nel periodo considerato, che ha portato a riduzioni del 70% nel caso del particolato e del 45% degli NOx, quindi superiori rispetto alla riduzione dei consumi di combustibile che è stata del 17% nello stesso periodo. Figura 27. Italia, emissioni di inquinanti da veicoli pesanti 1990‐2013 (kt) NOx (sx)
Sox (sx)
PM10 (dx)
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati ISPRA 39 2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
0.0
2003
0
2002
2.5
2001
50
2000
5.0
1999
7.5
100
1998
150
1997
10.0
1996
200
1995
12.5
1994
15.0
250
1993
300
1992
17.5
1991
20.0
350
1990
400
Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Anche in questo ambito l’uso del GNL come combustibile costituisce, dal punto di vista ambientale, una delle soluzioni più efficaci per i rispetto dei limiti di emissione previsti dalla normativa UE con gli standard Euro VI. In base a quanto dichiarato dai costruttori di veicoli pesanti alimentati a GNL in commercio, le prestazioni in termini di emissioni sono mediamente inferiori del 50% al limite per gli NOx e di un ventesimo rispetto al limite per il particolato; valori significativamente al di sotto delle prestazioni dichiarate, per questi parametri, per gli analoghi mezzi alimentati a diesel. 5.2 La riduzione delle emissioni di gas serra L’uso del GNL come combustibile e le maggiori opportunità di uso del gas naturale presso utenze off‐grid che può consentire la filiera distributiva del GNL, offrono dei benefici significativi in termini riduzione delle emissioni di CO2 proveniente dalla combustione rispetto a quelle che si producono utilizzando i prodotti petroliferi come l’olio combustibile o il gasolio. Nella Figura 30 si vedono i fattori di emissione di CO2 connessi alla combustione dell’olio combustibile, del gasolio, del gas naturale, espressi in termini di tonnellate di CO2 emesse per TJ di contenuto energetico dei diversi combustibili considerati. Rispetto all’olio combustibile, le emissioni di CO2 del gas naturale a parità di contenuto energetico utilizzato sono inferiori quasi del 30%, mentre nel caso del gasolio quasi del 26%. Nella prospettiva della riduzione delle emissioni di gas climalteranti è necessario però tenere conto anche delle emissioni dirette di gas naturale costituite dalle perdite connesse alla filiera logistico distributiva del GNL. Infatti anche il metano è un gas climalterante e i suoi effetti a parità di massa emessa in atmosfera, vengono considerati 21 volte quelli di della CO2. Per l’emissione di un grammo di metano in atmosfera si parla di 21 g di emissioni CO2 equivalente. Nel caso dell’utilizzo del GNL come combustibile, ai fini di una valutazione dei benefici in termini di riduzione delle emissioni climalteranti, è quindi necessario valutare anche gli effetti legati alle perdite di metano e ai consumi energetici nella filiera distributiva, nella prospettiva di ciclo di vita dall’estrazione del gas naturale fino alla fornitura per i vari usi finali. Figura 28. Fattori di emissione (tCO2/TJ) tCO2/TJ
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Olio Combustibile
Gasolio/Diesel
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati Reg UE n. 601/2012 40 Metano
Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 5.2.1
Nel trasporto marittimo Il settore del trasporto marittimo, attualmente non è compreso tra i settori coinvolti dagli impegni previsti in attuazione del Protocollo di Kyoto28, ma è oggetto di iniziative specifiche nell’ambito delle politiche UE di riduzione delle emissioni climalteranti. In questo ambito l’IMO ha adottato misure tecniche e operative, in particolare l'indice di efficienza energetica in materia di progettazione (EEDI) per le nuove navi e il piano di gestione per l'efficienza energetica delle navi (SEEMP), che permetteranno di aumentare l’efficienza energetica e limitare le emissioni di gas a effetto serra delle nuove imbarcazioni. L’UE, considerando queste misure insufficienti, ha adottato il regolamento 2015/75729 che introduce un sistema per il monitoraggio, la comunicazione e la verifica delle emissioni di anidride carbonica generate dal trasporto marittimo. L’obiettivo di questa iniziativa è quello di creare una conoscenza, oggi carente, circa le emissioni di CO2 legate alla navigazione, in modo da costruire delle basi solide su cui impostare future misure di intervento anche in questo settore, in linea con gli obiettivi generali di riduzione delle emissioni climalteranti già fissati dalla UE. Figura 29. Emissioni di CO2 da consumo di combustibili nel trasporto marittimo (tCO2/anno) Gasolio
tCO2
Olio combustibile
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
11 000 000
10 000 000
9 000 000
8 000 000
7 000 000
6 000 000
5 000 000
4 000 000
3 000 000
2 000 000
1 000 000
0
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati ISPRA In Italia le emissioni di CO2 legate ai consumi di combustibile nel trasporto marittimo sono mediamente attorno ai 10 milioni di tonnellate, circa il 10% delle emissioni climalteranti del settore trasporti. Nel 2012 circa tre quarti delle emissioni di CO2 nel trasporto marittimo sono imputabili al consumo di olio combustibile e un quarto a quello di gasolio. ,28 Kyoto Protocol to the United Nations Framework Convention on Climate Change,1998. 29
Regolamento (UE) 2015/757 del Parlamento europeo e del Consiglio del 29 aprile 2015 concernente il monitoraggio, la comunicazione e la verifica delle emissioni di anidride carbonica generate dal trasporto marittimo e che modifica la direttiva 2009/16/CE. 41 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 5.2.2
Nel trasporto stradale pesante Per i veicoli pesanti non esiste una politica UE mirata alla riduzione delle emissioni di CO2, che invece è già stata definita per i veicoli passeggeri30 e commerciali leggeri31 con l’introduzione di obiettivi di emissione espressi in termini di grammi di CO2 emessi per km percorso (gCO2/km). Negli ultimi anni in Italia le emissioni di CO2 legate ai consumi di combustibile nel trasporto pesante su strada sono state mediamente attorno ai 23 milioni di tonnellate, circa il 22% delle emissioni climalteranti del settore trasporti. Come visto, la quasi totalità delle emissioni di CO2 nel trasporto pesante terrestre è imputabile al consumo di gasolio. Figura 30. Emissioni di CO2 da consumo di combustibili nel trasporto stradale pesante (tCO2/anno) tCO2
30 000 000
25 000 000
20 000 000
15 000 000
10 000 000
5 000 000
Fonte: elaborazioni REF‐E su dati ISPRA 2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
0
5.2.3
Emissioni dirette di metano nella filiera distributiva É necessario considerare la tematica delle emissioni dirette dovute alle perdite di metano in atmosfera nella filiera distributiva del GNL, in un una prospettiva di ciclo di vita dall’estrazione del gas naturale fino alla fornitura per i vari usi finali. Dai risultati degli studi più rilevanti si possono trarre indicazioni significative. Uno studio32 condotto di recente dallo ICCT (The International Council on Clean Transpotation) ha analizzato l’impatto in termini di emissioni climalteranti connesse al ciclo di vita dall’estrazione alla fornitura alla nave, nell’uso del GNL come combustibile marittimo. Lo studio esamina otto diversi percorsi possibili della filiera distributiva del GNL, a seconda che si basi sull’uso della produzione interna di gas liquefatta o sull’uso del GNL disponibile presso i terminali di importazione, oltre che sulle diverse modalità di distribuzione. Considerando i tre casi analizzati dallo studio, basati sull’uso del GNL disponibile presso i terminali di importazione, riferibili anche alla realtà italiana, risulta un beneficio netto di 30
Regolamento (CE) n. 443/2009 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 che definisce i livelli di prestazione in materia di emissioni delle autovetture nuove nell’ambito dell’approccio comunitario integrato finalizzato a ridurre le emissioni di CO2 dei veicoli leggeri. 31
Regolamento (UE) N. 510/2011 del Parlamento Europeo e del Consiglio dell'11 maggio 2011 che definisce i livelli di prestazione in materia di emissioni dei veicoli commerciali leggeri nuovi nell'ambito dell'approccio integrato dell'Unione finalizzato a ridurre le emissioni di CO 2 dei veicoli leggeri 32
“Assessment of the fuel cycle impact of liquefied natural gas as used in international shipping”, ICCT – maggio 2013. 42 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 riduzione delle emissioni climalteranti compreso tra il 13 e il 18% rispetto a quello medio del 28% calcolato tenendo conto dei fattori di emissione connessi alla sola combustione dei motori delle navi alimentate a GNL. I risultati sono basati sulle attuali modalità di gestione rilevate nella filiera di distribuzione del GNL come combustibile marittimo. Lo studio valuta che con l’uso delle migliori tecnologie disponibili e l’adozione di modalità di gestione della filiera distributiva considerate come “best pratics”, per i casi contemplati, il beneficio netto in termini di riduzione di gas climalteranti sia invece compreso tra il 25 e il 27%. É quindi necessario l’utilizzo delle migliori tecnologie e pratiche disponibili nella gestione delle filiera distributiva del GNL, per massimizzare i benefici in termini di riduzione delle emissioni climalteranti. 43 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 6
I PROFILI AUTORIZZATIVI Gli impianti di stoccaggio del GNL in Italia sono oggi costituiti dai grandi depositi annessi ai terminali di importazione e rigassificazione, e da alcuni piccoli depositi a servizio di stazioni di rifornimento o utenze di gas naturale off‐grid. Per i primi, il quadro normativo sotto il profilo dei regimi autorizzativi è oggi chiaramente definito, mentre per i secondi mancano riferimenti normativi specifici, con riguardo in particolare al regime autorizzativo per l’installazione e l’esercizio di tali impianti. Il principale, e maggiormente definito, riferimento normativo per gli impianti di stoccaggio del GNL è invece costituito dalla normativa in materia di rischio industriale. Tale quadro normativo è fonte di incertezza per gli operatori e inadeguato per gli scenari di sviluppo della catena logistica per la distribuzione del GNL che prevede la diffusione sul territorio di un numero significativo di stoccaggi di GNL di piccole e medie dimensioni. L’esame dell’attuale quadro normativo di riferimento è utile per individuare gli elementi di certezza indispensabili allo sviluppo della rete infrastrutturale necessaria per la diffusione degli usi finali del GNL nei trasporti, e per le utenze off‐ grid in Italia. 6.1 I depositi di idrocarburi Le diverse tipologie di impianto richieste per lo sviluppo della catena logistica della distribuzione del GNL, a valle degli stoccaggi dei grandi terminali di importazione, ricadono nella categoria degli impianti stoccaggio di idrocarburi liquidi. I regimi autorizzativi all’installazione e all’esercizio degli impianti di stoccaggio di idrocarburi liquidi sotto il profilo generale sono disciplinati dalla L. n. 239/2004 e s.m.i. e dal D.L. n. 5/2012 e s.m.i. Tali normative sono però riferite in modo specifico agli oli minerali e al GPL, e non menzionano esplicitamente gli impianti di stoccaggio GNL. La legge 23 agosto 2004, n. 239 "Riordino del settore energetico, nonchè delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia" specifica infatti che sono ricompresi nella categoria degli oli minerali gli oli minerali greggi, i residui delle loro distillazioni e tutte le altre specie e qualità di prodotti petroliferi derivati e assimilati, compresi il gas di petrolio liquefatto e il biodiesel. Gli stoccaggi di GNL, in termini generali, ricadono però sostanzialmente in questo ambito; e l’orientamento del Ministero dello Sviluppo Economico è quello di integrare tali normative in modo da comprenderli in modo esplicito, come oggi avviene per gli oli minerali e il GPL. In particolare, il comma 56 dell’articolo 1 della L. n. 239/2004 e s.m.i. stabilisce che l’installazione, e l’esercizio degli stabilimenti di stoccaggio degli oli minerali è un’attività sottoposta a regime autorizzativo. Il comma 55 prevede inoltre che le regioni esercitino le funzioni amministrative non riservate allo Stato. Di rilievo generale, e non riferite a specifici prodotti energetici, sono invece le funzioni che il comma 7 dell’art. 1 della L. n. 239/2004 e s.m.i attribuisce allo Stato in materia di impianti di trasporto, stoccaggio e distribuzione dell’energia tra cui: 1) la determinazione di criteri generali tecnico costruttivi; 2) l’emanazione di norme tecniche per la prevenzione e la tutela della salute degli addetti; 3) l’emanazione delle regole tecniche di prevenzione degli incendi con criteri uniformi sul territorio nazionale; 4) l’individuazione delle infrastrutture energetiche considerate di carattere strategico;5) l’articolazione delle reti infrastrutturali energetiche dichiarate di interesse nazionale. 44 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Successivamente il comma 1 dell’articolo 57 del D.L. n. 5/2012 e s.m.i. ha individuato come strategiche ai sensi del comma 7 della L. n. 239/2004 e s.m.i una serie di tipologie di impianti tra cui:  i depositi costieri di oli minerali  i depositi di stoccaggio di oli minerali superiori a 10,000 m3  i depositi di stoccaggio di GPL superiori a 200 t. Per le tipologie di impianto individuate come strategiche il comma 2 delll’articolo 57 del D.L. n. 5/2012 e s.m.i. stabilisce che le autorizzazioni vengano rilasciate dal ministero dello sviluppo economico, con procedimento unico entro 180 giorni ai sensi della L. n.241/90 e s.m.i., d’intesa con le regioni interessate, e di concerto con il ministero delle infrastrutture nel caso dei depositi di stoccaggio costieri. Per i depositi di oli minerali al di sotto dei 10,000 m3, o di GPL al di sotto delle 200 t, vi sono due ambiti: gli impianti soggetti ad autorizzazione regionale ai sensi della L. n. 239/2004 e s.m.i; e quelli di piccole dimensioni che non sono soggetti a un’autorizzazione specifica in quanto depositi di oli minerali o GPL. Tra i depositi di piccole dimensioni si possono inoltre evidenziare due gruppi principali: i depositi a servizio di distributori di carburanti e i depositi a servizio di utenze private al di sotto di determinate soglie. Non è quindi necessaria nessun tipo di autorizzazione per i depositi a uso privato (sia a uso riscaldamento sia industriale o agricolo): nel caso degli oli minerali (gasolio o olio combustibile) con capacità complessiva pari o inferiore a 25 m3; nel caso del GPL con capacità complessiva pari o inferiore a 26 m3. Tali depositi devono anch’essi rispettare la normativa in materia di attività soggette ai controlli di prevenzione degli incendi, e le specifiche norme da rispettare per i diversi tipi combustibili. Nel caso di installazione ed esercizio di distributori di carburanti, e dei depositi di combustibili annessi, è prevista una specifica autorizzazione comunale dalla normativa di settore (Dlgs n. 32/1998 e s.m.i.)33. I distributori e i depositi di carburante annessi per ottenere l’autorizzazione devono rispettare la normativa in materia di attività soggette ai controlli di prevenzione degli incendi, normative che includono specifiche norme tecniche da rispettare per i diversi tipi combustibile. In questo ambito è da segnalare il recente provvedimento adottato per disciplinare i piccoli di stoccaggi satellite di GNL a servizio sia delle utenze di gas naturale off‐grid che delle stazioni di rifornimento di di GNL e/o GNC per autotrazione. Si tratta di una circolare del Dipartimento dei Vigili del Fuoco34 che ha come oggetto guida tecnica e indirizzi per la redazione dei progetti di prevenzione incendi per impianti GNL con serbatoio criogenico inferiore non superiore alle 50 tonnellate. La circolare ha carattere di guida tecnica ed è suddivisa in 5 articoli di carattere generale su: scopo e campo d’applicazione; obiettivi; disposizioni tecniche e loro applicazione; requisiti costruttivi; e impiego di prodotti. Il documento contiene disposizioni di dettaglio finalizzate alla prevenzione di incendi e incidenti sia nella progettazione che nell’esercizio dei piccolo stoccaggi di GNL che non rientrano nel campo di applicazione della direttiva Seveso. Il provvedimento non supera le incertezze esistenti sulla tipologia di regime autorizzativo per 33
Decreto Legislativo 11 febbraio 1998, n. 32 “Razionalizzazione del sistema di distribuzione dei carburanti, a norma dell'articolo 4, comma 4, lettera c), della legge 15 marzo 1997, n. 59”. 34
Circolare del dipartimento dei Vigili del Fuoco n. 0005870 del 18/05/2015. 45 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 questa tipologia di impianti nel campo dei piccoli stoccaggi a servizio a servizio delle utenze off‐grid diverse dai distributor di carburanti ma rafforza in ogni caso significativamente quadro normativo necessario per la diffusione degli usi finali del GNL. 6.2 Normativa in materia di rischio industriale per gli stoccaggi di GNL Il GNL, quando presente in quantità superiori alle 50 tonnellate, rientra tra le sostanze oggetto delle norme35 UE in materia di controllo del pericolo di incidenti rilevanti connessi con sostanze pericolose. La normativa UE prevede una procedura di “notifica” per gli impianti con quantità di GNL comprese tra 50 e 200 tonnellate, mentre per gli impianti con quantità di GNL superiori alle 200 tonnellate stabilisce una procedura più impegnativa che prevede il rilascio di un “nulla osta di fattibilità”. La normativa UE in materia di rischio incidentale è stata modificata e integrata dalla Direttiva 2012/18/UE, che dal 15 giugno 2015 ha abrogato la precedente direttiva 96/82/CE. Sulla base della legge di delega n. 96/2013, il 14 luglio 2015 è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale il Decreto Legislativo n.161 del 26 luglio 2015 per l’attuazione della direttiva 2012/18/UE. Sotto il profilo del quadro normativo per regimi autorizzativi degli impianti della catena logistica per la distribuzione del GNL, la principale novità introdotta dal decreto legislativo n. 161/2015 rispetto a quanto previsto dalla precedente normativa, è un assetto delle competenze più chiaro rispetto a quello attuale. In sostanza il nuovo Dlgs rende stabile e rafforza il ruolo dei Comitati Tecnici Regionali36 nelle procedure previste sia per gli impianti soggetti a notifica che quelli di soglia superiore sottoposti al rilascio del nulla osta di fattibilità; e individua con chiarezza il ruolo dello Stato tramite il Ministero degli Interni nella programmazione delle ispezioni per gli stabilimenti di soglia superiore e quello delle regioni nella programmazione delle ispezioni per quelli di soglia inferiore. Tra le principali novità della normativa UE recepita con il Dlgs. n. 161/2015, figurano aspetti riguardanti le informazioni al pubblico, la consultazione pubblica, la partecipazione ai procedimenti autorizzativi e l’accesso alla giustizia. Tutti questi aspetti previsti dalla normativa UE sul controllo del pericolo di incidenti rilevanti con sostanze pericolose sono stati significativamente rafforzati. Gli impianti che utilizzano il GNL al di sotto delle soglia (50 t di GNL, pari a circa 116 m3) per la quale non è previsto l’obbligo della procedura di notifica ai fini della prevenzione del rischio incidentale, sono comunque soggetti a obblighi di carattere generale per la prevenzione degli incendi, e a norme tecniche specifiche come quelle previste dalla circolare del Dipartimento dei Vigili del Fuoco per la redazione dei progetti di prevenzione incendi per impianti GNL con serbatoio criogenico non superiore alle 50 tonnellate. Impianti soggetti alla procedura di notifica In base al Dlgs n. 161/2015, il gestore di un impianto con la presenza di quantità di GNL superiori a 50 t, è soggetto agli adempimenti previsti dagli articoli 13 “Notifica” e 14 “Politica di prevenzione degli incidenti rilevanti”. In particolare, il gestore è tenuto a trasmettere la “Notifica” al Ministero dell’Ambiente, alla Regione, al Comune, al Prefetto, al Comando 35
Direttiva 2012/18/UE relativa al controllo del pericolo di incidenti rilevanti connessi con sostanze pericolose del 4 luglio 2012. 36
Disciplinati dall’articolo 10 del Dlgs n. 161/2015. 46 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 provinciale dei Vigili del fuoco competente per territorio e al Comitato Tecnico Regionale (CTR), per l’istruttoria tecnica 180 giorni prima dell’inizio della costruzione. La notifica deve contenere le informazioni che consentono di individuare le sostanze pericolose, la loro quantità e la loro forma fisica (GNL e altre eventuali); o l’attività in corso o prevista dello stabilimento (terminale di bunkeraggio, stoccaggio e stazione di rifornimento di GNL); o l’ambiente immediatamente circostante lo stabilimento, e in particolare gli elementi che potrebbero causare un incidente rilevante o aggravarne le conseguenze. Infine deve essere redatto un documento che definisce la politica di prevenzione degli incidenti rilevanti e contiene il programma per l’attuazione del Sistema di Gestione della Sicurezza. Il documento deve essere conservato nello stabilimento a disposizione delle autorità competenti per i controlli, e deve essere riesaminato almeno ogni due anni. É inoltre necessario attuare il Sistema di Gestione della Sicurezza (SGS), previa consultazione del rappresentante della sicurezza di cui al Dlgs. 626/94; in particolare, propedeuticamente all’attuazione del SGS, il gestore deve effettuare un’analisi dei potenziali rischi del proprio stabilimento. Impianti soggetti al rapporto di sicurezza e rilascio nulla osta di fattibilità (NOF) Per gli impianti che prevedono la presenza di quantità maggiori alle 200 t di GNL, oltre a quanto previsto dagli articoli 13 e 14 devono essere rispettate anche le norme che prevedono il Rapporto di sicurezza, e Informazioni sulle misure di sicurezza. In base a queste norme il gestore è tenuto a predisporre il Rapporto di Sicurezza (RdS) e trasmetterlo all’autorità competente per l’istruttoria tecnica Il RdS deve contenere: il documento sulla politica di prevenzione; il sistema di gestione della sicurezza; l’individuazione dei pericoli di incidente rilevante e l’adozione delle misure preventive e mitigatrici adottate; la predisposizione del Piano di Emergenza Interno; gli elementi utili per la predisposizione del Piano di Emergenza Esterna; le informazioni, relative al territorio circostante lo stabilimento e alle eventuali possibili interazioni con esso utili per il controllo dell’urbanizzazione nell’intorno dello stabilimento. Per i nuovi impianti è necessario ottenere il Nulla Osta di Fattibilità (NOF), prima di dare inizio alla costruzione degli impianti, oltre a tutte le autorizzazioni previste dalla legislazione vigente. A tale fine il gestore fa pervenire all’autorità di controllo (CTR) un rapporto di sicurezza preliminare. La concessione edilizia non può essere rilasciata in mancanza del nulla osta di fattibilità. Prima di dare inizio all'attività, il gestore, al fine di ottenere il parere tecnico conclusivo (PTC), presenta al CTR il rapporto di sicurezza definitivo. Il gestore è inoltre tenuto a predisporre il Piano di Emergenza Interna (PEI) che deve essere adottato prima dell’inizio dell’attività per i nuovi stabilimenti e trasmesso alla Prefettura e alla Provincia territorialmente competenti insieme alle informazioni utili per la predisposizione del Piano di Emergenza Esterna. Il Prefetto, d’intesa con le regioni e gli enti locali interessati, previa consultazione della popolazione, predispone il piano di emergenza esterno allo stabilimento e ne coordina l'attuazione. Il piano è comunicato al Ministero dell'Ambiente, ai sindaci, alla regione e alla provincia o citta metropolitana competenti per territorio, al Ministero dell'Interno e al Dipartimento della Protezione Civile. 47 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 6.3 Lo sviluppo della filiera distributiva Ai fini della definizione di un quadro normativo per i regimi autorizzativi degli impianti previsti dallo sviluppo della catena logistica per la distribuzione del GNL, si possono individuare tre ambiti dimensionali partendo dalle soglie previste dalla normativa europea in materia di rischio incidentale, presupponendo che ragionevolmente tali soglie costituiranno un riferimento anche per le integrazioni da apportare alla normativa nazionale in materia di autorizzazione all’installazione e all’esercizio di depositi di idrocarburi liquidi per il caso specifico del GNL. I tre ambiti dimensionali individuati sono quindi orientativamente i: 1) depositi di dimensioni inferiori alle 50 tonnellate; 2) depositi compresi tra le 50 e le 200 tonnellate; 3) depositi di dimensioni superiori alle 200 tonnellate. 1) Per l’ambito dei depositi sotto alle 50 t a servizio di stazioni di rifornimento di autoveicoli alimentati a GNL non dovrebbe essere necessaria una autorizzazione specifica come deposito di idrocarburi, ma appare adeguato il regime autorizzativo ordinario delle stazioni di rifornimento di carburanti da integrare con le specifiche normative tecniche per la prevenzione incendi nei depositi e le altre componenti impiantistiche connesse alla filiera del GNL. Sempre nell’ambito dei depositi al di sotto delle 50 tonnellate, nel caso di depositi a uso privato (sia a uso riscaldamemto che industriale o agricolo) andrebbe individuata una soglia al di sotto della quale non è necessaria l’autorizzazione in analogia a quanto già avviene per il gasolio e il GPL. 2) Per i depositi superiori alle 50 tonnellate ma inferiori alle 200 tonnellate, che sono soggetti alla procedura di notifica prevista dalla normativa in materia di prevenzione del rischio incidentale, è ipotizzabile che siano soggetti al regime autorizzativo per i depositi di idrocarburi previsto dalla L. n. 239/2004 e s.m.i di competenza regionale, in analogia a quanto già succede per il GPL. Tale soluzione normativa a livello legislativo dovrebbe però essere affiancata dall’emanazione a livello statale, come previsto dal comma 7 dell’art. 1 della L. n. 239/2004 e s.m.i., di criteri generali tecnico costruttivi, di norme tecniche per la prevenzione e la tutela della salute degli addetti, e di regole tecniche di prevenzione degli incendi con criteri uniformi sul territorio nazionale. L’emanazione di tali provvedimenti, che dovrebbero configurarsi come vere e proprie linee guida nazionali per le diverse tipologie di impianti dotati di depositi di GNL ricadenti tra le 50 e le 200 tonnellate, fornendo un quadro comune di riferimento per agevolare sia gli operatori nella predisposizione dei progetti che le regioni nella gestione dei procedimenti autorizzativi. 3) Per gli impianti con stoccaggi di GNL superiori alle 200 tonnellate si può configurare quindi il regime autorizzativo per l’installazione e l’esercizio di depositi di idrocarburi di competenza del Ministero dello Sviluppo Economico, integrato con la procedura di rilascio del nulla osta di fattibilità prevista dalla normativa in materia di prevenzione del rischio di incidente rilevante, di competenza del CTR. Per questo ambito di impianti di stoccaggio del GNL si configurano altre problematiche autorizzative in base alla dimensione e alla localizzazione. Per gli impianti di maggiori dimensioni si pone il problema del rispetto della normativa in materia di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) a partire dalla verifica di assoggettabilità che è prevista per gli stoccaggi prodotti petroliferi di capacità superiore ai 1,000 m3, e a cui 48 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 potrebbero essere assimilati anche gli stoccaggi di GNL delle stesse dimensioni. Tale potenziale incertezza nel regime autorizzativo dovrebbe essere chiarita preventivamente con indirizzi a livello nazionale, in modo da evitare che la problematica nasca nel corso del procedimento autorizzativo su iniziativa della regione competente. Dal punto di vista della localizzazione, gli stoccaggi di GNL siti in aree portuali o del demanio marittimo si configurano come depositi costieri soggetti al procedimento autorizzativo di competenza del MSE, che richiede il concerto del Ministero delle Infrastrutture e il rispetto delle specifiche norme previste dal Codice di Navigazione. Nel caso dei depositi costieri siti in are portuali diventa poi particolarmente rilevante nel procedimento autorizzativo il ruolo delle autorità portuali, soprattutto nel caso che l’intervento implichi la modifica del piano regolatore portuale. Le problematiche inerenti la realizzazione dei depositi costieri di GNL dovrebbero essere affrontate anch’esse in modo preventivo, e se necessario con interventi legislativi o atti di indirizzo, in modo da garantire una gestione efficace dei procedimenti autorizzativi di una infrastruttura chiave per consentire lo sviluppo complessivo della catena logistica della distribuzione del GNL, in particolare per la situazione della realtà italiana determinata dalla localizzazione dei terminali di rigassificazione. 49 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 7
LE PROSPETTIVE PER LA DIFFUSIONE DEGLI USI FINALI DEL GNL IN ITALIA 7.1 Punti di forza, punti di debolezza, rischi e opportunità Lo sviluppo della filiera del GNL a livello internazionale è avvenuto in presenza di specifiche condizioni costituite da: importanti attività di estrazione del gas naturale (Norvegia); rilevante dotazione di terminali di rigassificazione (Giappone, Corea del Sud, Cina e Spagna); dispersione territoriale dei centri di consumo energetico che non rende economicamente fattibile una rete di trasporto e distribuzione del gas naturale (Norvegia, Giappone, Spagna, Stati Uniti, Cina); presenza di impianti di liquefazione legata alla necessità di esportare la produzione delle attività estrattive (Norvegia) o per fare fronte alle esigenze di peak shaving non sostenibili dalla rete di trasporto del gas naturale (Stati Uniti); politiche ambientali forti di tutela della qualità dell’aria che inducono alla sostituzione di combustibili petroliferi con il gas naturale tramite la filiera del GNL (aree ECA nei Paesi europei del mar Baltico Mare del Nord e canale d’Inghilterra, coste atlantiche e del Pacifico in Canada e Stati Uniti); misure incisive di sostegno e fiscalità ambientale mirate alla conversione di mezzi di trasporto verso tecnologie a minori emissioni inquinanti (Conversione di imbarcazioni in Norvegia e Finlandia). In Italia, a esclusione della Sardegna, che costituisce una realtà significativa di consumo energetico non connessa alla rete di trasporto del gas naturale, queste condizioni non sono presenti. Nel nostro paese sono in esercizio tre terminali di rigassificazione, di cui nessuno è oggi attrezzato per fornire GNL alla catena logistica per la distribuzione; inoltre due di questi (Adriatic Lng e Toscana FSRU) sono localizzati a mare e quindi in siti non utilizzabili per la creazione di infrastrutture di carico del GNL per il trasporto terrestre tramite autocisterne. Lo sviluppo della filiera degli usi finali del GNL ha come presupposto lo sviluppo del primo anello della catena logistica che richiede investimenti significativi da effettuare, oltre che presso i terminali, in navi cisterna per il trasporto e impianti costieri di stoccaggio intermedio. Nonostante le condizioni di partenza, la nascita in pochi anni delle primissime esperienze di uso del GNL come combustibile per il trasporto pesante terrestre (1), per depositi satellite a servizio di stazioni di rifornimento di GNC (7) e per utenze industriali e civili di gas naturale in aree off grid (14), testimoniano un clima di aspettative positive da parte degli operatori. La rilevanza di queste aspettative è testimoniata anche dal fatto che queste utenze sono oggi rifornite tramite autocisterne di GNL che vengono caricate prevalentemente presso i terminali spagnoli e recentemente francesi. Queste aspettative sono basate su elementi di effettiva competitività degli usi finali del GNL in determinati ambiti, e sull’attesa che venga definito un quadro regolatorio certo per la realizzazione degli impianti che utilizzano il GNL, e che si possa quindi realizzare un effettivo sviluppo della filiera distributiva in tutte le sue articolazioni. Il Governo ha avviato il processo di definizione di una propria politica di promozione della filiera tramite l’elaborazione di una Strategia Nazionale sul GNL che costituisce il passo preliminare per arrivare al quadro strategico nazionale per il GNL con i requisti previsti dalla direttiva 2014/94/UE. L’atto di indirizzo per lo sviluppo della filiera del GNL elaborato dal MSE, recentemente posto in consultazione, formula prime ipotesi sulla dotazione infrastrutturale necessaria per lo sviluppo della filiera, e rimanda la definizione di obiettivi e misure di intervento al momento della sua definitiva approvazione, prevista entro la fine del 2015. 50 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 I principali settori target di queste politiche sono: il trasporto marittimo, il trasporto stradale pesante e le utenze industriali off‐grid che nel complesso oggi in Italia consumano circa 13 Mtep di varie tipologie di prodotti petroliferi. Questo aggregato costituisce circa l’11% dei consumi finali di energia del paese, che potrebbero essere coperti in larga parte dal gas naturale tramite lo sviluppo della filiera del GNL. Politiche regionali mirate e iniziative di investimento annunciate nella logistica per la distribuzione del GNL in Sardegna, possono costituire un’opportunità e un driver per lo sviluppo della filiera del GNL a livello nazionale. Le prime valutazioni condotte da REF‐E sulla competitività degli usi finali del GNL nella realtà italiana dei settori target mostrano, per gli usi off‐grid e quelli del trasporto stradale pesante, chiari margini di competitività del GNL rispetto ai costi dei prodotti petroliferi oggi utilizzati. Nel caso del trasporto marittimo la piena competitività del GNL è invece legata in larga parte all’entrata in vigore o meno nei nostri mari degli standard ambientali previsti per le aree SECA, come avvenuto nel Mare del Nord e nel Baltico. Va inoltre evidenziato che un elemento determinante per la competitività del GNL è costituito dall’attuale regime fiscale, per quello che riguarda la disciplina delle accise del gas naturale per gli utilizzi nei settori target. Complessivamente queste valutazioni consentono di stimare un potenziale di penetrazione significativo quantificabile tra il 10 e il 20% dei consumi dei settori target entro il 2025, in linea con gli obiettivi delle politiche UE e i primi scenari elaborati dal Governo. Tali potenziali di penetrazione consentirebbero per il 2025 una domanda per usi finali di GNL tra i 1,300 e i 2,600 ktep (tra 1 e 2 milioni di tonnellate di GNL). Tali valori equivalgono a 1,5 ‐ 3 miliardi sm3 di gas naturale, che corrispondono al 2 ‐ 4% della domanda di gas naturale nel 2013. Lo sviluppo della filiera degli usi finali del GNL costituisce un’opportunità per la realizzazione di importanti progressi nel raggiungimento di obiettivi fondamentali della politica ambientale a livello nazionale, europeo e internazionale. Per le politiche di miglioramento della qualità dell’aria la diffusione di vettori alimentati a GNL in sostituzione dei combustibili petroliferi può contribuire, sia in termini diffusi per quello che riguarda i corridoi delle reti e direttrici dei trasporti terrestri e marittimi, sia in modo localizzato molto significativo nel caso delle aree delle infrastrutture per il trasporto marittimo. La sostituzione dei combustibili petroliferi con il GNL può dare inoltre un importante contributo agli obiettivi delle politiche di decarbonizzazione nel settore dei trasporti. Le politiche ambientali possono quindi costituire un driver fondamentale per sostenere un impegno efficace e tempestivo nello sviluppo della filiera degli usi finali del GNL secondo le linee indicate dalla direttiva 2014/94/UE. La conoscenza e la valorizzazione degli aspetti ambientali connessi alla filiera del GNL può contribuire positivamente a sostenere lo sviluppo delle politiche di promozione in corso di elaborazione. In particolare l’attuazione in tempi brevi delle politiche ambientali per la tutela della qualità dell’aria nelle aree marittime del mediterraneo tramite l’istituzione delle aree SECA darebbe una spinta fondamentale per creare le condizioni necessarie per realizzare gli investimenti infrastrutturali indispensabili per consentire l’utilizzo del GNL come combustibile nel trasporto marittimo, come già avvenuto per l’area SECA del Mar Baltico, del Mare del Nord e del Canale d’Inghilterra. Il documento di consultazione per la Strategia Nazionale sul GNL inoltre affronta in chiave preventiva anche il tema delle potenziali criticità in termini di accettabilità sociale delle tecnologie e delle infrastrutture di cui si prevede la diffusione. Perseguire in modo efficace tale approccio richiede però la messa a punto tempestiva di quadri conoscitivi adeguati sugli 51 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 effetti ambientali dello sviluppo della filiera degli usi del GNL e che tali contenuti vengano valorizzati con azioni di informazione e comunicazione. 7.2 Proposte di policy La priorità fondamentale dell’intervento pubblico dovrebbe essere la realizzazione nel territorio italiano della dotazione infrastrutturale minima per la funzionalità della filiera della distribuzione, che è la precondizione per la diffusione dei mezzi di trasporto, marittimi e terrestri, alimentati a GNL. L’attuale pressochè totale assenza di queste infrastrutture nella realtà italiana condiziona pesantemente le scelte di investimento nell’adeguamento delle flotte di mezzi di trasporto marittimo e terrestre che dovrebbero essere convertite dall’alimentazione a combustibili petroliferi a quella a GNL. Il superamento dell’attuale gap infrastrutturale richiede in tempi relativamente brevi investimenti significativi da effettuare in punti di carico presso i terminali, in navi cisterna per il trasporto e impianti costieri di stoccaggio intermedio, infrastrutture che possono essere definite di base, e senza le quali non sarà possibile il potenziale sviluppo degli anelli successivi delle catene logistiche che caratterizzano i diversi usi finali del GNL. Anche il quadro normativo dei regimi autorizzativi per la realizzazione e l’esercizio delle infrastrutture di base per la filiera del GNL può costituire una criticità, aggravata da quella legata agli alti costi di investimento necessari. Sono quindi necessarie misure di sostegno forti e un quadro normativo‐regolatorio certo per la realizzazione degli investimenti indispensabili per la funzionalità dell’infrastruttura di base della filiera del GNL. Un fattore decisivo per le decisioni di investimento è costituito dalle aspettative di effettivo sviluppo delle catene logistiche che caratterizzano i diversi usi finali del GNL e sui possibili livelli per la domanda di questo prodotto energetico. Per il trasporto stradale pesante e le utenze off‐grid, la barriera più critica appare quella legata alla mancanza di un assetto normativo certo per i regimi autorizzativi delle piccole e medie infrastrutture di stoccaggio satellite da realizzare in modo diffuso nel territorio. In questo ambito non sembra infatti che ci siano barriere economiche significative anche per quello che riguarda i costi investimento per la conversione a GNL dei mezzi di trasporto pesante. Considerata l’obsolescenza del parco italiano di automezzi per il trasporto pesante potrebbe essere considerata l’attivazione di misure per il sostegno all’acquisto di veicoli, con prestazioni superiori a quelli previste dallo standard Euro VI, in sostituzione di veicoli delle prime generazioni Euro (I‐II‐III e IV). Per il trasporto marittimo, gli alti costi di investimento, necessari per la conversione a GNL delle imbarcazioni, costituiscono una barriera economica rilevante a cui si aggiunge oggi l’incertezza sulla realizzazione della catena logistica e delle infrastrutture per il bunkeraggio marittimo del GNL, anch’essi investimenti molto significativi sotto il profilo economico, condizionati specularmente dall’incertezza sulla effettiva realizzazione degli investimenti nella conversione a GNL di quote significative della flotta nazionale. Questa situazione di incertezza reciproca tra gli operatori del trasporto marittimo potenzialmente interessati alla conversione delle imbarcazioni e quelli della logistica per il bunkeraggio marittimo rischia di essere paralizzante rispetto alla possibilità di conseguire gli obiettivi di sviluppo infrastrutturale e diffusione del GNL, anche nei segmenti in cui il suo utilizzo è considerato più promettente come quello delle linee di traghetti. 52 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 Gli strumenti di intervento per il superamento di questa condizione di stallo possono essere:  l’attuazione di politiche ambientali forti con l’istituzione a medio termine (2018-2020) di aree
SECA nel Mediterraneo, che però allo stato attuale non sembra probabile;  misure di sostegno per la riconversione delle imbarcazioni e la realizzazione delle infrastrutture per il bunkeraggio (decisive in assenza di misure forti di politica ambientale), tenendo conto dell’esperienza delle misure di aiuto per investimenti ambientali alla conversione delle imbarcazioni messa in atto dalla Finlandia;  strumenti di programmazione negoziata con accordi di programma che, coinvolgendo tutti gli attori istituzionali ed economici interessati, possano offrire un quadro comune costituito dagli impegni per quanto riguarda gli investimenti da parte degli operatori economici dei due segmenti della filiera, e dagli impegni da parte degli attori istituzionali in termini di misure di sostegno e quadro normativo‐regolatorio. La definizione di un quadro chiaro della disciplina autorizzativa per le infrastrutture di piccola e media dimensione necessarie per consentire l’approvvigionamento di GNL come combustibile sia per il trasporto marittimo che terrestre pesante è un presupposto essenziale per la realizzazione della rete infrastrutturale per la distribuzione del GNL. Tale quadro dovrebbe prevedere: 1) per l’ambito dei depositi sotto alle 50 t a servizio di stazioni di rifornimento di mezzi pesanti alimentati a GNL e per i depositi satellite a servizio di utenze finali di gas naturale off‐grid non dovrebbe essere necessaria una autorizzazione specifica come deposito di idrocarburi ma appaiono adeguati i regimi autorizzativi ordinari per gli analoghi depositi di oli minerali e GPL, integrati con le specifiche normative tecniche per la prevenzione incendi nei depositi e le altre componenti impiantistiche connesse alla filiera del GNL 2) per i depositi superiori alle 50 tonnellate ma inferiori alle 200 tonnellate, che sono soggetti alla procedura di notifica prevista dalla normativa in materia di prevenzione del rischio incidentale, è ipotizzabile che siano soggetti al regime autorizzativo per i depositi di idrocarburi previsto dalla L. n. 239/2004 e s.m.i di competenza regionale, in analogia a quanto già succede per il GPL. Tale soluzione normativa a livello legislativo dovrebbe però essere affiancata dall’emanazione di linee guida nazionali per le diverse tipologie di impianti dotati di depositi di GNL ricadenti tra le 50 e le 200 tonnellate, fornendo un quadro comune di riferimento per agevolare sia gli operatori nella predisposizione dei progetti che le regioni nella gestione dei procedimenti autorizzativi 3) per gli impianti con stoccaggi di GNL superiori alle 200 tonnellate si può configurare il regime autorizzativo per l’installazione e l’esercizio di depositi di idrocarburi di competenza del Ministero dello Sviluppo Economico, integrato con la procedura di rilascio del nulla osta di fattibilità prevista dalla normativa in materia di prevenzione del rischio di incidente rilevante, di competenza del CTR. Per questo ambito di impianti di stoccaggio del GNL è necessario che vengano chiarite le problematiche normative circa l’applicazione della disciplina in materia di valutazione di impatto ambientale e quelle inerenti la realizzazione dei depositi costieri in particolare nelle aree portuali. Un ruolo decisivo può essere svolto dalla sinergia tra le scelte di programmazione regionale della Sardegna, che si stanno orientando verso la filiera del GNL come strategia per la metanizzazione dell’isola, e gli indirizzi e gli strumenti che saranno definiti con la Strategia Nazionale sul GNL. 53 Working paper n. 12 ‐ Luglio 2015 L’approvazione della Strategia Nazionale sul GNL deve prevedere Il varo di misure e interventi efficaci che possano sbloccare in tempi rapidi la realizzazione delle prime infrastrutture di base per la distribuzione del GNL. Ciò potrebbe avere un effetto sinergico e di rafforzamento delle aspettative degli operatori economici interessati nei diversi settori target di consumi energetici, innescando un ciclo virtuoso di iniziative che consentirebbe di massimizzare il potenziale di penetrazione. 54