Gas naturale risorse convenzionali e non convenzionali del

gas naturale risorse convenzionali e non convenzionali del

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gas naturale, risorse convenzionali e non convenzionali del. – Il gas naturale è una risorsa abbondante e versatile negli impieghi e consente utilizzazioni a ridotto impatto ambientale locale. Anche considerando un consenso internazionale effettivo riguardo più efficaci misure di contrasto ai cambiamenti climatici, come avviene nello scenario energetico 450 elaborato dall’IEA (International energy agency) nel 2011 (v. energia, nuovo paradigma energetico dell’), il gas naturale è l’unica fonte fossile di cui si prevede in ogni caso una domanda in crescita al 2035 (v. tab.). Il consumo globale di gas naturale è stato di 2931 Gm³ nel 2009, con decremento percentuale annuale (senza precedenti nel decennio 2000-10) per gli effetti della crisi economico-finanziaria mondiale. Già dal 2010 il tasso di crescita dei consumi si è però riaffermato con il 7,6% (3153 Gm³), confermandosi nel 2011 (2,2%, 3223 Gm³). In base alle previsioni IEA, la domanda di gas naturale più probabile nel 2035 dovrebbe raggiungere 4750 Gm³, di cui il 61% nei paesi non-OECD (Organisation for economic co-operation and development). Le riserve provate (circa 200 Tm³), in gran parte convenzionali (soltanto negli Stati Uniti e nel Canada parte significativa delle riserve provate sono non convenzionali), dovrebbero essere sufficienti a rifornire i mercati per oltre 60 anni e sono prevalentemente localizzate in Eurasia (sostanzialmente Russia, 45 Tm³, e Turkmenistan, 24 Tm³) e Medio Oriente (sostanzialmente Iran, 33 Tm³, e Qatar, 25 Tm³). Tuttavia a queste si devono aggiungere, quanto meno per una valutazione critica delle opzioni energetiche tecnico-economiche, le risorse potenzialmente recuperabili, tra cui pesano in modo rilevante quelle non convenzionali (v. oltre), che costituiscono un volume tre volte superiore e soprattutto sono geograficamente allocate in modo più omogeneo (fig. 1). La distribuzione del gas naturale è ancora connotata da una logistica regionale e macroregionale – in media, circa l’80% della produzione immessa al consumo rimane nella regione di produzione, mentre il restante 20% viene avviato al mercato internazionale –, anche se per soddisfare la crescente domanda di gas proveniente da diverse localizzazioni sono in via di potenziamento le tecnologie per il trasporto via terra su lunga distanza, per la posa di gasdotti in acque profonde, per le operazioni di progettazione, costruzione e manutenzione di gasdotti in ambienti ostili, e per il trasporto di gas naturale liquefatto (GNL). Inoltre, circa un quinto delle riserve accertate di gas non viene immesso al consumo e viene definito remoto, per l’elevato costo delle infrastrutture necessarie per trasportarlo dalle aree di produzione a quelle di utilizzo. Rientrano in questa tipologia: il gas non estratto da giacimenti accertati; il gas associato alla produzione di petrolio, reiniettato nel giacimento, bruciato o liberato nell’atmosfera. La possibile valorizzazione di riserve/giacimenti di gas remoto e associato è un’opzione strategica per motivi economici e ambientali. Laddove le distanze e le quantità in gioco lo consentano, il trasporto del gas naturale trova i suoi sbocchi sul mercato mediante condotte, convenzionali oppure avanzate ad alta pressione. Tuttavia, in un contesto di domanda crescente, anche a fronte di rilevanti progetti di trasporto gas via condotte (v. gasdotto), il GNL continua a mantenere una posizione rilevante in relazione agli scambi internazionali di metano e in prospettiva se ne prevede un ulteriore sviluppo: la capacità globale degli impianti di liquefazione è cresciuta in modo cospicuo negli ultimi anni raggiungendo circa 370 Gm³ nel 2011 (era di 250 nel 2007) e le proiezioni al 2035 ne stimano un contributo ancora rilevante rispetto agli scambi interregionali, previsti in aumento consistente in particolare a causa delle necessità sempre più pressanti della Cina e dei paesi europei OECD di importare gas (fig. 2). I fattori che governano lo sviluppo del GNL sono: l’aumento della domanda, che favorisce gli investimenti nel settore; la possibile diversificazione degli approvvigionamenti; le limitazioni ambientali relative al gas flaring/venting. Le linee di innovazione puntano alla riduzione dei costi lungo tutta la catena (liquefazione, stoccaggio, trasporto, rigassificazione) al fine di rendere il GNL competitivo con le alternative. In caso di disponibilità di riserve di gas prossime ai mercati con volumi limitati di domanda potenziale, può trovare applicazione il gas naturale compresso (CNG, Compressed natural gas). La soluzione CNG può rappresentare una valida alternativa alla reiniezione del gas, soprattutto nel caso di gas associato in ambiente marino (offshore). In condizioni di particolare convenienza, è possibile realizzare sistemi di generazione elettrica a bocca di pozzo trasportando l’energia elettrica a lunga distanza, anche tramite sistemi ad alto voltaggio e corrente diretta (HVDC, High-voltage direct current), dopo aver soddisfatto le richieste locali (gas to wire). Un’altra opzione tecnologica che coniuga le opportunità derivanti dall'elevata disponibilità di gas in aree remote con la domanda incrementale di carburanti liquidi, è rappresentata dalla conversione chimica del gas naturale, gas to liquids (GTL). Questa filiera di trasformazione permette infatti di monetizzare le riserve, ottenere combustibili di sintesi di elevata qualità (privi di zolfo e aromatici) e gasoli diesel ad alto numero di cetano. Un’ulteriore opzione di valorizzazione del gas naturale è la conversione a vettori energetici (metanolo, dimetiletere) direttamente utilizzabili come carburanti/combustibili o per la produzione di olefine e altri intermedi per uso chimico (MTO, Methanol to olefins). A livello mondiale, il settore elettrico si prevede possa assorbire in modo sempre più rilevante la maggiore quota parte della domanda di gas naturale (1,9 Tm³ nel 2035, rispetto a 1,2 Tm³ del 2009), sia per soddisfare l’incremento di domanda sia per sostituire gli impianti obsoleti. La percentuale del gas come fonte primaria nella generazione di energia elettrica salirà al 22% (2035) contro l’attuale 21%, mentre quella del carbone declinerà dal 40% al 33% e quella del petrolio crollerà dal 5% all’1%. Si noti che le tecnologie avanzate, come i cicli combinati e cogenerativi, consentono di ottenere rendimenti molto superiori rispetto a quelli degli impianti convenzionali a carbone e a olio combustibile.

Gas non convenzionale. – Accanto ai grandi giacimenti di gas convenzionale, esistono ingenti riserve di gas naturale che si trovano in formazioni geologiche molto particolari e richiedono tecniche di sviluppo specifiche, con elevato rischio di aumento di impatto ambientale. Appartengono a questa categoria i depositi di coal bed methane, tight gas, shale gas, gli idrati di metano (stabili a basse temperature e pressioni elevate, per es. a 4 °C e 39 bar, condizioni in cui è possibile averli naturalmente in una fase cristallina stabile e largamente presenti in molte aree del pianeta, per es. in prossimità dei fondali oceanici dei margini continentali), come anche i deep gas (accumuli di gas naturale presenti in reservoir a grande profondità, oltre 4500 m, e alta temperatura, classificati non convenzionali per gli elevati rischi e costi di esplorazione e perforazione). La loro importanza risiede in fattori geopolitici ed economici che ne motivano il ruolo chiave nelle prospettive del gas naturale. Come dimostrato nel caso del notevole aumento nell’ultimo decenno della produzione di shale gas negli Stati Uniti, che con particolare impulso dal 2007 ha portato nel 2009 la produzione nazionale di gas non convenzionale a superare quella di gas convenzionale, le ripercussioni sulla struttura del mercato settoriale possono essere radicali. Gli Stati Uniti hanno praticamente azzerato le importazioni di gas, annullato un piano di investimenti per la realizzazione di rigassificatori, goduto di un effetto calmierante sul prezzo del gas, che si è peraltro esteso sul mercato internazionale in virtù di una maggiore conseguente disponibilità di GNL. Alla scala globale, la distribuzione geografica più uniforme delle risorse di gas non convenzionale avrebbe l’effetto geopolitico di aumentare il livello medio di sicurezza energetica e le caratteristiche della loro filiera industriale (produzione, distribuzione e consumo) ne definirebbero un mercato meno regionale, simile a quello del petrolio e da quest’ultimo definitivamente svincolato nella formazione del prezzo. Tuttavia le prospettive del gas non convenzionale sono fortemente condizionate dagli aspetti ambientali. I rischi di inquinamento locale e di depauperamento di risorse pregiate durante le operazioni di coltivazione dei giacimenti (per es., delle falde idriche nello sfruttamento di shale gas) allarmano le popolazioni interessate e le organizzazioni per la tutela del patrimonio naturale e paesaggitico. La stessa IEA, nel rapporto speciale Are we entering a golden age of gas? (2011), vincola lo scenario più favorevole per il gas non convenzionale al conseguimento dell’accettazione e del coinvolgimento delle popolazioni locali nei progetti di sviluppo delle risorse, conseguente alla rigorosa applicazione delle tecnologie di estrazione con il minor impatto ambientale.