Allegato III
Quadro strategico nazionale
Sezione A: fornitura di elettricita' per il trasporto
Prima sottosezione:
Piano Nazionale Infrastrutturale per la ricarica
dei veicoli alimentati ad energia elettrica (PNire),
di cui all'articolo 17 septies della legge n. 134 del 7 agosto 2012.
Quadro strategico nazionale
Sezione A: fornitura di elettricita' per il trasporto
Seconda sottosezione:
valutazione della necessita' di fornitura di elettricita'
alle infrastrutture di ormeggio nei porti marittimi e
nei porti della navigazione interna e valutazione
della necessita' di installare sistemi di fornitura
di elettricita' negli aeroporti per l'utilizzo
da parte degli aerei in stazionamento
INDICE
LISTA DELLE TABELLE
LISTA DELLE FIGURE
2 ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE - LO STATO TECNOLOGICO
2.1 INTRODUZIONE
2.2 LE NORME DI RIFERIMENTO
3 ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE - LO SCENARIO ITALIANO
4 MISURE DI SOSTEGNO PER L'ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE
5 FORNITURA DI ELETTRICITA' AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - LO STATO TECNOLOGICO
6 FORNITURA DI ELETTRICITA' AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - LO SCENARIO ITALIANO
7 FORNITURA DI ELETTRICITA' AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - GLI IMPATTI SOCIALI
8 MISURE DI SOSTEGNO PER LA FORNITURA DI ELETTRICITA' AGLI
AEROMOBILI IN FASE DI STAZIONAMENTO
8.1 AUTORITA' AEROPORTUALI ED OPERATORI
8.2 AIRLINE OPERATORS
9 ULTERIORI CONTRIBUTI ALLA RIDUZIONE DEI CONSUMI DI ENERGIA
ELETTRICA NEL SETTORE AEROPORTUALE
RIFERIMENTI
APPENDICE A:
LISTA DELLE TABELLE
Tabella No.
Tabella 1: Dati di Traffico Anno 2015 e variazioni su 2014
(Assaeroporti, dati aggiornati Marzo 2016)
LISTA DELLE FIGURE
Figura No.
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei
in benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT
1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
Nel settore dei trasporti, sostenere l'innovazione e l'efficienza,
frenare la dipendenza dalle importazioni di petrolio e guidare il
passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta una
via da seguire per raggiungere gli obiettivi chiave europei:
stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e mitigare i
cambiamenti climatici. In particolare l'Italia presenta un livello di
dipendenza energetica tra i piu' elevati a livello europeo, 76.9% al
2013. Nel 2012, l'import di petrolio grezzo e' stato pari a 68.81
milioni di tonnellate e la spesa per benzina e diesel e' stata pari a
24.63 miliardi di euro (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) (Figura 1).
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei in
benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT
Occorre quindi porsi obiettivi di riduzione dei consumi energetici
da combustibili fossili, di riduzione delle emissioni di anidride
carbonica e di miglioramento della qualita' dell'aria anche tramite
la fornitura di elettricita' agli aeromobili in fase di stazionamento
e l'elettrificazione delle banchine.
2 ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE - LO STATO TECNOLOGICO
2.1 INTRODUZIONE
Il settore del trasporto marittimo di persone e cose contribuisce
all'emissione di sostanze inquinanti nocive per l'aria costituendo
pertanto un problema per le comunita' portuali coinvolte.
L'aumento delle concentrazioni di Ossidi di Azoto (NOx), Ossidi di
Zolfo (SOx), Particolato (PM) Idrocarburi incombusti (HC o VOCs -
benzene, formaldeide, toluene, ecc.), Ossido di Carbonio (CO)
costituiscono una minaccia per la salute pubblica nei porti e nelle
aree circostanti.
Per queste ragioni, tra cui principalmente quelle legate alle
emissioni in aria di gas ed inquinanti ad elevato impatto locale
(NOx, SOx, PM) l'alimentazione di navi in porto tramite una sorgente
elettrica esterna alla nave stessa sta diventando un argomento di cui
tenere conto nella progettazione degli impianti elettrici navali e
della logistica portuale.
Le prime navi ad adottare soluzioni di questo tipo, progettate
cioe' per poter spegnere i motori primi dei loro generatori quando in
porto e per poter essere alimentate da sorgenti esterne (a terra),
risalgono all'inizio degli anni 2000. Tale pratica, nata nei porti
dell'Alaska e altri porti USA, e' storicamente conosciuta come "cold
ironing".
Tenendo conto della vita operativa di una nave, della percentuale
di navi nuove che verosimilmente saranno realizzate per funzionare a
gas naturale come combustibile alternativo, si presume che queste
ultime saranno solo circa il 10/11 % delle navi circolanti entro il
2030 (fonte studio Lloyds Register Marine e dall'University of
London).
La realizzazione di sistemi di fornitura di alimentazione elettrica
lungo le banchine alle navi adibite alla navigazione marittima o alle
navi adibite alla navigazione interna, quando ormeggiate, effettuata
attraverso un'interfaccia standardizzata puo' pertanto rivestire
un'importanza fondamentale per la riduzione delle emissioni nelle
aree portuali. I benefici conseguenti si estenderebbero ad ampie
fasce della popolazione costiera e consentirebbero la
riqualificazione di aree portuali a fini turistici e commerciali.
Dal punto di vista tecnico, l'eventuale realizzazione di impianti
di elettrificazione delle banchine, anche se non particolarmente
complicato, richiederebbe comunque la collaborazione di tutte le
entita' coinvolte (pubbliche istituzioni, armatori, autorita'
portuali, gestori dei terminali portuali) per assicurare un elevato
tasso di utilizzo a garanzia della sostenibilita' commerciale
dell'investimento e una massimizzazione della riduzione dell'impatto
ambientale.
La necessita' di un'alimentazione simultanea di piu' navi da
crociera, che genera una richiesta di potenza molto elevata, potrebbe
comportare di dover rafforzare la rete locale di
trasmissione/distribuzione. Tale eventualita' potrebbe essere
un'opportunita' rilevante per il miglioramento della qualita'
dell'energia di intere aree urbane afferenti alle rispettive realta'
portuali.
2.2 LE NORME DI RIFERIMENTO
La normativa e la standardizzazione sono disponibili: nel 2012 e'
stato pubblicato congiuntamente da IEC - International
Electrotechnical Commission, ISO - International Organization for
Standardization e IEEE - Institute of Electrical and Electronic
Engineers lo standard tecnico IEC/ISO/IEEE 80005-1 - Ed. 2012-07 -
Utility connections in port - Part 1: High Voltage Shore Connection
(HVSC) Systems - General requirements. L'intenzione di questo
standard e' quello di definire i requisiti di sicurezza e lo standard
per le connessioni delle navi ai relativi teminal fornitori di
energia.
Le soluzioni tecniche sono mature e sono gia' state installate su
navi da crociera e da carico che approdano con regolarita' in porti
ove esiste la disponibilita' di energia da terra per alimentare gli
impianti elettrici delle navi (prevalentemente negli USA).
L'impatto sulla logistica portuale e sulla rete elettrica di
alimentazione in alcuni casi non e' trascurabile: relativamente alla
fornitura di energia elettrica alle navi da crociera si prevede che,
per ognuna di esse, sia necessaria una singola fornitura di almeno 16
MVA (preferibili 20 MVA) corrispondenti mediamente a 12.8 MWe.
In generale i limiti imposti per le emissioni inquinanti delle
centrali termoelettriche sono tali da rendere comunque positivo
l'impatto sull'ambiente, conseguente all'adozione di sistemi di
alimentazione da terra delle navi in porto. Tale impatto e' ancora
piu' positivo qualora sia possibile generare l'energia richiesta
dalle navi in siti lontani dagli abitati o con fonti rinnovabili.
3 ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE - LO SCENARIO ITALIANO
Recenti studi hanno evidenziato (Universita' di Trieste, studio
sulla riqualificazione dell'area portuale di Trieste) che circa il
40% del costo dell'elettrificazione di due banchine per navi da
crociera di grandi dimensioni (nel caso specifico in grado di
alimentare due navi da crociera con 20 MVA di potenza ognuna) e'
rappresentato dalla linea di alta tensione che andrebbe portata fino
alla cabina ed alle relative stazioni di trasformazione. Lo studio
evidenzia le possibili sinergie tra elettrificazione del porto e
infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici, la stessa linea
potrebbe alimentare anche le stazioni di carica lente e veloci dei
veicoli elettrici senza alcun aggravio di costi.
I sistemi di fornitura di alimentazione elettrica alle navi sono
una tecnologia efficace non soltanto per la riduzione delle
emissioni, ma anche per la riduzione dell'impatto acustico e delle
vibrazioni generate dai motori attivi su navi ormeggiate in banchina.
Anche uno studio dell'Autorita' Portuale di Genova dimostra come le
navi da crociera e i traghetti ospitati mediamente nei soli bacini di
carenaggio di Genova, se connesse con un impianto di elettrificazione
delle banchine, potrebbero ridurre le emissioni di CO2 di 19.000
tonnellate/anno, di NOx e SOx di un totale di 2.400 tonnellate
all'anno.
La disponibilita' di soluzioni per l'alimentazione elettrica in
porto, in particolare per le navi da crociera costituirebbe un
ulteriore fattore di attrattivita' dei porti Italiani, tenuto conto
di quanto stia diventando importante la sostenibilita' sociale ed
ambientale.
La presenza di standard globali per l'elettrificazione delle
banchine garantisce la compatibilita' di installazioni effettuate in
Italia con quelle dislocate in ogni altro porto mondiale,
massimizzando il fattore di utilizzo dei sistemi installati.
L'evoluzione tecnologica dei sistemi di controllo delle reti
intelligenti consente un miglioramento sensibile dell'efficienza
energetica in tutta l'area portuale e delle zone adiacenti, che deve
integrare anche la parte relativa all'infrastruttura di ricarica dei
veicoli elettrici e degli altri carichi elettrici portuali. A questo
proposito si cita uno studio dell'Universita' Sapienza di Roma che
propone un approccio integrato alla gestione energetica dei porti,
che include gli impianti di alimentazione delle navi in banchina, i
carichi per la movimentazione delle merci (gru) e la relativa
conservazione (celle frigorifere) ed apre ad altri carichi elettrici
tra cui l'infrastruttura dei veicoli elettrici pubblici e privati.
Ogni porto presenta specifiche peculiarita' legate alla posizione
geografica, alla sua rete di interconnessione infrastrutturale
terreste (strade, autostrade, ferrovie), alla tipologia di traffico
marittimo e alla vicinanza o meno ad un centro urbano.
Il successo ambientale e commerciale di qualsiasi sistema di
elettrificazione delle banchine deve essere soggetto ad un accurato
studio di fattibilita' e ad una valutazione caso per caso, al fine di
ottimizzare il dimensionamento dell'impianto e massimizzarne
l'utilizzo da parte degli operatori portuali e degli armatori.
La valutazione sull'opportunita' di elettrificare un porto od
alcune banchine dello stesso potra' essere fatta applicando il
principio della valutazione dei costi e benefici derivanti dalle
installazioni stesse, come indicato dalla Direttiva 2014/94. A tal
fine si potranno utilizzare, secondo necessita', alcuni degli
elementi della metodologia suggerita dalla Commissione Europea, che
permette di quantificare le esternalita', o la riduzione delle
stesse.
Nello specifico si puo' quantificare una riduzione degli
inquininati ad impatto locale (SOx, NOx, PM) a cui si unisce una
riduzione della CO2 emessa, soprattutto ove venga integrata in un
sistema di produzione di energia pulita, da fonti rinnovabili.
Molti porti italiani hanno gia' redatto o stanno sviluppando
diversi studi sull'impatto economico-ambientale dell'elettrificazione
delle banchine e tutti concordano sul determinante contributo della
elettrificazione dei porti alla effettiva riduzione delle emissioni
inquinanti misurabili, e molti tengono conto del bilancio costi
benefici oppure analizzano i vantaggi di un approccio energetico
integrato all'area portuale.
4 MISURE DI SOSTEGNO PER L'ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE
Particolare attenzione per ciascun progetto deve essere riservata
alla sostenibilita' finanziaria che, oltre all'investimento iniziale
in macchinari capaci di fornire energia elettrica con le
caratteristiche adeguate al maggior numero possibile di navi (e
quindi con tensioni che possono variare dai 440 V ai 690 V, dai 6,6
kV agli 11 kV e con frequenze di 50 o 60 Hz ), deve tenere conto
della sfruttabilita' dell'impianto (previsione di quante navi, tra
quelle gia' pronte per poter essere alimentate da terra, approderanno
nel porto in un determinato periodo) e del costo finale per l'utente
(tale costo deve risultare competitivo rispetto al costo dei
combustibili navali che permettono di ottemperare ai limiti imposti
per legge in materia di emissioni navali).
Pertanto, a seguito di approfondite considerazioni locali di
carattere ambientale, di traffico marittimo, di generazione e
disponibilita' di energia elettrica dalla rete nazionale, si potra'
stabilire caso per caso, porto per porto, l'opportunita' di dotarlo
di impianto di alimentazione elettrica per navi.
5 FORNITURA DI ELETTRICITA' AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - LO STATO TECNOLOGICO
Ogni aereo, in volo o a terra, necessita di una alimentazione di
energia elettrica, 115 V e 400 Hz per operazioni di sicurezza e di
controllo del velivolo stesso. Durante il rullaggio, l'energia
elettrica e' generata da apparecchiature di bordo che forniscono
energia / potenza per funzioni diverse dalla propulsione, ad esempio
l'unita' di alimentazione ausiliaria (APU - Auxiliary Power Unit)
situata nella parte posteriore del velivolo. Quando l'aeromobile e'
parcheggiato, l'APU puo' essere utilizzata per alimentare il velivolo
durante l'imbarco e lo sbarco dei passeggeri, la pulizia,
l'avviamento del motore, ecc. e, soprattutto, per alimentare
l'impianto di climatizzazione. Tuttavia, queste operazioni generano
un alto livello di gas serra (ad esempio, per un per B747-400 sono
necessari 550 l/h di kerosene) e provocano una rumorosita' di circa
80 decibel (dB), misurata nella area di stazionamento, con una
efficienza stimata dell'APU compresa tra il 10 e il 14%.
L'installazione di un impianto di fornitura di energia elettrica
negli aeroporti per l'uso da parte degli aerei in stazionamento e'
una opportunita' cruciale per i terminal per ridurre al minimo il
consumo di carburante, le emissioni acustiche e di CO2 derivanti.
Relativamente alle tecnologie disponibili ci sono metodi
alternativi per la fornitura di energia e aria condizionata per gli
aeroplani in stazionamento (oltre all'APU):
• Impianti fissi di distribuzione dell'energia elettrica (FEGP -
Fixed Electrical Ground Power), collegati alla rete elettrica
dell'aeroporto, in grado di alimentare il sistema di aria
condizionata degli aeromobili. Dal momento che nella maggior parte
degli aeroporti la rete elettrica opera su 50 o 60 Hz, sono necessari
convertitori di frequenza per passare ai 400 Hz richiesti per il
funzionamento dell'aereo. Questi possono essere installati in due
modi:
- Sui pontili di imbarco e sbarco dei passeggeri, controllati
elettricamente sia per la connessione sia per il riavvolgimento, una
volta concluse le operazioni, oppure
- Su supporti fissi posizionati sull'asfalto nei pressi dell'ogiva
del velivolo parcheggiato che possono essere interrati o fuori terra.
• Impianti di aria pre-condizionata (APC - Pre-conditioned air
system), utilizzando apparecchiature a terra. I sistemi azionati
elettricamente non richiedono combustibile liquido, il livello di
rumore e' di 70 dB, e la loro efficienza e' fino al 50% (per i
sistemi centrali in termini di consumo di energia primaria). In
termini comparativi, secondo la scala logaritmica, una rumorosita' di
70 dB nella area di stazionamento invece di 80 dB corrisponde ad una
riduzione della rumorosita' di 10 volte.
Questi impianti alternativi alle APU possono essere forniti di
motori diesel portatili, oppure concepiti come sistemi localizzati
puntuali o centralizzati:
• le unita' portatili a terra con motore diesel (GPU) e le unita'
di condizionamento d'aria possono essere montate sulla parte
posteriore di un camion o rimorchio per una maggiore mobilita' nelle
aree di stazionamento;
• i sistemi localizzati puntuali (POU - Point of Use) rendono
disponibile l'infrastruttura primaria necessaria per il
riscaldamento, la ventilazione ed il condizionamento dell'aria (HVAC)
in corrispondenza delle postazioni in cui sostano gli aeromobili;
• i sistemi centralizzati infine producono in un sistema centrale
la loro funzione primaria (riscaldamento, ventilazione o
condizionamento) che giunge agli aeromobili attraverso una rete di
distribuzione, spesso integrata con il sistema centralizzato del
terminal aeroportuale.
Poiche' ognuno di questi tipi di sistemi alternativi puo' essere
utilizzato per soddisfare i requisiti di carico e potenza per piu'
tipi di velivolo, la scelta di quale sistema alternativo per
implementare e' basata su diversi fattori legati a costi, requisiti
di infrastruttura e considerazioni operative. Numerosi standard
internazionali possono essere impiegati nella selezione dei fornitori
al fine di garantire l'efficienza dell'infrastruttura installata.
6 FORNITURA DI ELETTRICITA' AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - LO SCENARIO ITALIANO
Nei principali aeroporti italiani aperti al traffico commerciale
sono presenti piazzole di sosta dotate di apparati di alimentazione
di energia elettrica sottobordo (400 Hz) per gli aeromobili.
In particolare nei tre gates intercontinentali (cosi' come definiti
dal DPR 201/2015 che ha individuato gli aeroporti di interesse
nazionale: aeroporti di Fiumicino, Malpensa e Venezia) i sopracitati
apparati sono disponibili per oltre l'80% delle piazzole presenti.
I suddetti dispositivi di rifornimento sottobordo sono anche
disponibili nella quasi totalita' degli aeroporti con traffico
superiore ai 1,5 milioni di pax/anno, in percentuale variabile.
Dati di Traffico Anno 2015 (Assaeroporti, dati aggiornati Marzo
2016)
Tabella 1: Dati di Traffico Anno 2015 e variazioni su 2014
(Assaeroporti, dati aggiornati Marzo 2016)
=====================================================================
| N. | AEROPORTO | MOVIMENTI | % | PASSEGGERI | % |
+=====+===============+==============+=======+==============+=======+
| 1 |Alghero | 12.551| -9,1| 1.677.967| 2,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 2 |Ancona | 12.395| -2,9| 521.065| 8,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 3 |Bari | 36.886| 13,0| 3.972.105| 8,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 4 |Bergamo | 76.078| 12,4| 10.404.625| 18,6|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 5 |Bologna | 64.571| -0,7| 6.889.742| 4,7|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 6 |Bolzano | 11.915| -2,2| 35.141| -46,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 7 |Brescia | 8.239| 9,6| 7.744| -42,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 8 |Brindisi | 18.042| 4,5| 2.258.292| 4,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 9 |Cagliari | 31.167| -8,6| 3.719.289| 2,2|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 10 |Catania | 54.988| -8,2| 7.105.487| -2,7|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 11 |Comiso | 3.458| 21,5| 372.963| 13,6|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 12 |Cuneo | 4.908| -14,0| 129.847| -45,3|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 13 |Firenze | 34.269| 0,3| 2.419.818| 7,5|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 14 |Foggia | 1.043| -57,7| 1.942| -67,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 15 |Genova | 19.280| 3,8| 1.363.240| 7,5|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 16 |Grosseto | 1.661| -10,0| 3.183| -32,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 17 |Lamezia Terme | 21.524| -5,9| 2.342.452| -2,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 18 |Milano Linate | 118.650| 4,8| 9.689.635| 7,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| |Milano | | | | |
| 19 |Malpensa¹ | 160.484| -3,8| 18.582.043| -1,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 20 |Napoli | 60.261| 1,4| 6.163.188| 3,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 21 |Olbia | 28.272| -1,0| 2.240.016| 5,3|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 22 |Palermo | 42.407| 0,4| 4.910.791| 7,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 23 |Parma | 5.946| -15,2| 187.028| -9,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 24 |Perugia | 5.963| 72,6| 274.027| 30,9|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 25 |Pescara | 10.324| 53,2| 612.875| 10,1|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 26 |Pisa | 39.515| 1,7| 4.804.812| 2,6|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 27 |Reggio Calabria| 6.858| -7,1| 492.612| -5,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 28 |Roma Ciampino² | 53.153| 6,2| 5.834.201| 16,1|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 29 |Roma Fiumicino²| 315.217| 1,0| 40.463.208| 4,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 30 |Torino | 44.261| 4,2| 3.666.424| 6,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 31 |Trapani | 11.607| -7,4| 1.586.992| -0,7|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 32 |Trieste | 14.672| -4,9| 741.776| 0,2|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 33 |Treviso | 18.402| 3,4| 2.383.307| 6,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 34 |Venezia | 81.946| 5,4| 8.751.028| 3,3|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
---------------
¹ Inclusi movimenti e passeggeri Bergamo, relativi al periodo in cui
le attivita' aeronautiche si sono fermate alcuni giorni in
coincidenza con l'ultima fase dei lavori di rifacimento della pista e
ammodernamento delle infrastrutture di volo.
² Nel periodo Mag-Lug 2015, per ragioni operative, parte del trafico
di Fiumicino e' stato trasferito a Ciampino
Negli aeroporti caratterizzati da volumi di traffico piu' bassi, ad
eccezione di pochi casi, non sono fruibili piazzole con alimentazione
elettrica sottobordo.
A margine di quanto sopra, si evidenzia che l'Action Plan per la
riduzione dei livelli di CO2, definito dall'Italia per rispondere
alle specifiche risoluzioni dell'ICAO, promuove l'aumento del numero
delle piazzole di sosta fornite di alimentazione elettrica
sottobordo.
Come precedentemente riportato, la maggior parte degli aeroporti
italiani che operano un servizio commerciale sono gia' dotati, per lo
meno parzialmente, di installazioni per la fornitura di energia
elettrica agli aeromobili in fase di stazionamento, ulteriori
installazioni sono previste essere sviluppate.
La valutazione dell'opportunita' di incrementare ulteriormente il
numero di installazioni potra' essere fatta applicando il principio
della valutazione dei costi e benefici derivanti dalle installazioni
stesse, come indicato dalla Direttiva 2014/94. A tal fine si potranno
utilizzare, secondo necessita', alcuni degli elementi della
metodologia suggerita dalla Commissione Europea.
7 FORNITURA DI ELETTRICITA' AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - GLI IMPATTI SOCIALI
La valuatzione se e dove procedure con le installazioni necessarie
alla fornitura di energia elettrica agli aerei in fase di
stazionamento puo' essere fatta sulla base di una mappatura delle
diverse categorie di aeroporti, del loro profilo di traffico aereo e
delle strutture aeroportuali attualmente disponibili, i piani di
azione possono essere studiati, insieme alle industrie del settore
del trasporto aereo, per determinare la strategia ottimale di azione
ed il livello ottimale di coordinamento, che potrebbe essere
nazionale cosi' come regionale.
Una volta che sia stata stabilita la necessita' di un'azione
strategica concreta (mediante una valutazione Costi Benefici), gli
organismi di regolamentazione possono impostare linee guida normative
in materia di utilizzo della APU mentre gli aerei stazionano in
aeroporto e fornire incentivi finanziari per l'installazione di tali
sistemi.
I principi ispiratori del piano d'azione possono essere trovati nel
programma AGR (Aircraft on the Ground CO2 Reduction), sviluppato
dalla BAA attraverso la Sustainable Aviation coalition3 .
Il programma fornisce una guida pratica per aiutare le compagnie
aeree, i fornitori di servizi per la navigazione aerea, le societa'
di assistenza a terra e gli operatori aeroportuali per ridurre le
emissioni di CO2 dei movimenti aerei a terra ed ha gia' portato a
notevoli risparmi:
• una quantita' stimata di circa 100.000 tonnellate di CO2 annue
risparmiate ad Heathrow, derivante dalla riduzione dell'utilizzo del
motore durante il rullaggio cosi' come dall'uso di FEGP e PCA;
• circa il 20% di risparmi in termini di incremento di efficienza per
ciascun movimento per le attuali attivita' a terra degli aeromobili,
con potenziali ulteriori sviluppi per il futuro;
• questo si traduce in circa 6 milioni di tonnellate di CO2 ogni anno
a livello mondiale (stimato dalla IATA).
--------
3 Sustainable Aviation CO2 Road-Map 2012, disponibile sul sito:
http://www.sustainableaviation.co.uk/wpcontent/uploads/2015/09/SA-Car
bon-Roadmap-full-report.pdf
8 MISURE DI SOSTEGNO PER LA FORNITURA DI ELETTRICITA' AGLI
AEROMOBILI IN FASE DI STAZIONAMENTO
8.1 AUTORITA' AEROPORTUALI ED OPERATORI
Le autorita' aeroportuali e gli operatori sono fattori chiave per
la realizzazione di infrastrutture alternative e centrale per
l'agevolazione del suo utilizzo da parte degli operatori delle
compagnie aeree. In genere, gli aeroporti che hanno installato FEGP e
PCAs impostare restrizioni per l'uso di APUs.
Oltre a fornire infrastrutture alternative, gli aeroporti
potrebbero garantire che le strutture a terra siano ben mantenute e
la disponibilita' sia elevata, al fine di creare una fiducia nella
possibilita' di un loro utilizzo costante.
Gli Aeroporti potrebbero anche collaborare con gli operatori aerei
e di terra garantendo che le strutture terminalistiche dell'aeroporto
siano adeguate, adatte allo scopo e ben tenute e che ci sia stata una
sufficiente formazione mirata a garantire che queste strutture siano
utilizzate in modo efficiente e sicuro.
8.2 AIRLINE OPERATORS
Gli operatori aerei hanno un ruolo da svolgere per accrescere l'uso
di infrastrutture alternative. Alcune compagnie aeree stabiliscono
procedure aggiuntive al fine di limitare l'uso dell'APU, in funzione
del tipo di velivolo, del peso effettivo al momento del decollo e a
seconda delle caratteristiche dell'aeroporto (altitudine, la
lunghezza della pista, ecc).
Poiche' l'uso di carburante aeronautico nel APU e' costoso e
inefficiente, si raccomanda che gli operatori di bordo e gli
operatori di terra seguano procedure nel usare le dotazioni del
terminal aeroportuale, che, se seguite, possono far risparmiare
carburante, ridurre significativamente il rumore e le emissioni di
gas serra. Le seguenti regole non valicano mai le normative di
sicurezza ne i controlli del velivolo:
1. Nel Terminale Aeroportuale, le installazioni di terra come FEGP
e PCA alimentati dalla rete elettrica, devono essere sempre
utilizzate ove previste,
2. Quando queste non sono disponibili, dovrebbero essere utilizzate
per le unita' di condizionamento i GPU portatili alimentati a gasolio
perche' riducono l'utilizzo di carburante, emissioni e rumore
rispetto all'APU,
3. Quando FEGP, PCA o GPU non sono disponibili, dovrebbe essere
usato il sistema APU di bordo ed i relativi generatori e flussi
d'aria dal compressore (ad alta pressione e temperatura).
4. Se nessuna di queste tecnologie e' disponibile dovrebbe essere
usato come ultima risorsa i generatori azionati dal motore principale
e il flusso dell'aria.
9 ULTERIORI CONTRIBUTI ALLA RIDUZIONE DEI CONSUMI DI ENERGIA
ELETTRICA NEL SETTORE AEROPORTUALE
Nel settore aeroportuale i Gestori hanno da tempo avviato
iniziative ed interventi volti alla riduzione del consumo di energia
primaria, e conseguentemente delle emissioni di CO2, e considerevoli
progressi sono gia' stati realizzati, sia con azioni intraprese a
livello nazionale, sia tramite la partecipazione a programmi europei.
A cio' si aggiungono le azioni inserite nei nuovi contratti di
programma che le societa' di gestione intendono adottare entro il
2020, sulla base dei modelli emanati dall'Autorita' di Regolazione
dei Trasporti.
Sulla base delle informazioni fornite da Assaeroporti, a partire
dai dati comunicati dai principali Gestori che complessivamente
rappresentano circa il 90% del traffico complessivo del sistema
aeroportuale italiano, corrispondente a oltre 135 milioni di
passeggeri, risulta il seguente quadro:
• Aeroporti che rappresentano l'84% del traffico aereo nazionale
hanno gia' promosso interventi volti all'efficientamento degli
impianti di illuminazione, come ad esempio la installazione di corpi
illuminanti ad alta efficienza (LED) o di sistemi di controllo
automatico della luminosita' degli ambienti; nel 2020 si prevede che
detta percentuale aumenti all'87% del traffico complessivo;
• Aeroporti che rappresentano il 78% del traffico aereo nazionale
hanno gia' avviato interventi per l'efficientamento degli impianti di
produzione energetica (termica/elettrica/frigorifera) tramite
cogenerazione, trigenerazione o installazione di unita' per il
trattamento dell'aria (UTA) ad elevata efficienza; nel 2020 si
prevede che detta percentuale aumenti all'84% del traffico
complessivo;
• Aeroporti che rappresentano il 41% del traffico aereo nazionale
hanno gia' promosso interventi di riqualificazione e/o realizzazione
di componenti dell'involucro edilizio ad elevate prestazioni in
termini di trasmittanza termica; nel 2020 si prevede che detta
percentuale aumenti al 57% del traffico complessivo;
• Aeroporti che rappresentano il 58% del traffico aereo nazionale
hanno gia' promosso interventi di Green Procurement; nel 2020 si
prevede che detta percentuale aumenti al 60% del traffico
complessivo;
• Aeroporti che rappresentano il 59% del traffico aereo nazionale
hanno gia' promosso interventi di Personnel Training comprendente
iniziative di formazione e sensibilizzazione sulle tematiche
ambientali ed il corretto uso dell'energia, rivolte al personale
aeroportuale; nel 2020 si prevede che detta percentuale aumenti al
64% del traffico complessivo;
• Aeroporti che rappresentano l'82% del traffico aereo nazionale
hanno gia' promosso l'adozione di protocolli gestionali e strumenti
organizzativi per la migliore conduzione degli impianti tecnologici e
la pianificazione degli interventi di miglioramento dell'efficienza
energetica delle infrastrutture aeroportuali; nel 2020 si prevede che
detta percentuale aumenti all'84% del traffico complessivo;
• Alcuni aeroporti prevedono di realizzare entro il 2020 interventi
riguardanti l'installazione di impianti fotovoltaici e di adottare
materiali fotocatalitici per le aree di viabilita';
• L'Accreditamento ACI Europe Airport Carbon Accreditation e' stato
conseguito da aeroporti che gestiscono il 51% del traffico aereo ed
e' previsto raggiungere il 65% nel 2020.
In merito agli interventi che saranno attuati dai Gestori
aeroportuali per la riduzione delle esternalita' ambientali connesse
all'attivita' aeroportuale, programmati nell'ambito dei rinnovi dei
contratti di programma vi sono ad esempio i seguenti
indicatori-obiettivo definiti dall'Autorita' di Regolazione dei
Trasporti:
• Nuovi impianti di illuminazione in sostituzione di quelli
esistenti con apparecchi a basso consumo (LED, fluorescenti, etc.)
• Installazione dei componenti opachi di involucro al di sotto dei
valori limite di trasmittanza indicati dalla normativa
• Installazione dei componenti trasparenti di involucro al di sotto
dei valori limite di trasmittanza indicati dalla normativa
• Riduzione del consumo di energia mediante sistemi di gestione
degli apparati di Illuminazione
• Riduzione del consumio di energia mediante impianti di
condizionamento ad elevata efficienza
• Produzione di energia alternativa tramite installazione di
impianti fotovoltaici
• Produzione di energia elettrica, termica e frigorifera tramite
impianti di cogenerazione e rigenerazione
• Produzione di energia termica ed elettrica tramite impianti
alimentati da biomasse reperibili localmente
• Produzione di energia elettrica, termica e frigorifera tramite
impianti di cogenerazione e rigenerazione
• Produzione di energia elettrica e termica tramite impianti
geotermici a bassa entalpia
Quadro strategico nazionale
Sezione b:
Fornitura di idrogeno per il trasporto stradale
INDICE
LISTA DELLE TABELLE LISTA DELLE FIGURE
1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
2 LO STATO TECNOLOGICO
3 SCENARI EUROPEI
4 SCENARI ITALIANI
4.1 DIMENSIONAMENTO DEL PARCO VEICOLI FCEV
4.2 PRODUZIONE DELL'IDROGENO PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
4.3 INTEGRAZIONE DELLE RINNOVABILI ELETTRICHE
5 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO
6 LE PROSPETTIVE PER LA SOCIETA'
6.1 LA PROSPETTIVA DEL CONSUMATORE
6.2 RIDUZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2 E DI ALTRI INQUINANTI DANNOSI
ALLA SALUTE UMANA
7 MISURE DI SOSTEGNO
7.1 MISURE DI SOSTEGNO ALLO SVILUPPO DELL'IDROGENO E BARRIERE
7.2 BARRIERE ALLO SVILUPPO DELL'IDROGENO
7.3 MISURE GIURIDICHE
8 INTEROPERABILITA' A LIVELLO EUROPEO
9 ABBREVIAZIONI, ACRONIMI, UNITA' DI MISURA E BIBLIOGRAFIA
9.1 ABBREVIAZIONI E ACRONIMI
9.2 UNITA' DI MISURA
9.3 BIBLIOGRAFIA
RIFERIMENTI
APPENDICE A:
LISTA DELLE TABELLE
Tabella No.
Tabella 1: Scenari di evoluzione tecnologica riportati nel report
"Fuelling Europe's future. How auto innovation leads to EU jobs"
Tabella 2: Scenario MobilitaH2IT, riduzione dei principali
inquinanti atmosferici attribuiti al trasporto su strada fino al 2050
Tabella 3: Iniziative UE per la sperimentazione e la diffusione
dell'idrogeno per il trasporto
LISTA DELLE FIGURE
Figura No.
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei
in benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT
Figura 2: Emissioni dal pozzo alla ruota (well-to-wheel, WTW) vs
autonomia per diverse opzioni tecnologiche di mobilita'
Figura 3: La sfida dello stoccaggio energetico per la mobilita'
Figura 4: Componenti di un auto FCEV e previsioni di costo delle
autovetture per tecnologia di alimentazione in Europa
Figura 5: Costo d'acquisto e TCO degli autobus per tecnologia di
alimentazione in Europa
Figura 6: Flusso di cassa delle stazioni di rifornimento nelle
prima fase di sviluppo del mercato FCEV
Figura 7: La stazione idrogeno di Bolzano
Figura 8: Stock delle autovetture per tecnologia negli Stati Uniti,
EU4 e Giappone nello scenario IEA 2DS high H2 fino al 2050
Figura 9: TCO delle diverse tecnologie automobilistiche
(considerando un tasso di sconto del 5 %)
Figura 10: Proiezione del numero di stazioni di rifornimento a
idrogeno previsto in Francia Figura 11: Scenario MobilitaH2IT, stock
autovetture FCEV fino al 2050
Figura 12: Scenario MobilitaH2IT, stock autobus FCEV fino al 2050
Figura 13: Scenario MobilitaH2IT, domanda H2 alla pompa veicoli
FCEV fino al 2050 Figura 14: Scenario MobilitaH2IT, produzione H2
fino al 2050
Figura 15: Scenario MobilitaH2IT, costo di produzione e trasporto
H2 fino al 2050
Figura 16: Scenario MobilitaH2IT, potenziale di integrazione delle
rinnovabili elettriche fino al 2050
Figura 17: Scenario MobilitaH2IT, numero e tipologia stazioni
rifornimento per autovetture FCEV e autobus FCEV fino al 2050
Figura 18: Possibile ubicazione delle stazioni di rifornimento
previste al 2020 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)
Figura 19: Possibile ubicazione delle stazioni di rifornimento
previste al 2025 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)
Figura 20: Scenario MobilitaH2IT, riduzione delle emissioni di CO2
rispetto al Reference Scenario fino al 2050
Figura 21: Scenario MobilitaH2IT, finanziamenti pubblici Europei e
Nazionali necessari fino al 2025
1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
Nel settore dei trasporti, sostenere l'innovazione e l'efficienza,
frenare la dipendenza dalle importazioni di petrolio e guidare il
passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta una
via da seguire per raggiungere gli obiettivi chiave europei:
stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e mitigare i
cambiamenti climatici. In particolare l'Italia presenta un livello di
dipendenza energetica tra i piu' elevati a livello europeo, 76.9% al
2013. Nel 2012, l'import di petrolio grezzo e' stato pari a 68.81
milioni di tonnellate e la spesa per benzina e diesel e' stata pari a
24.63 miliardi di euro (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) (Figura 1).
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei in
benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT
Occorre quindi porsi obiettivi di riduzione dei consumi energetici
da combustibili fossili, di riduzione delle emissioni di anidride
carbonica e di miglioramento della qualita' dell'aria anche tramite
l'utilizzo dell'idrogeno.
2 LO STATO TECNOLOGICO
La produzione di idrogeno da energia elettrica e lo stoccaggio in
forma gassosa o liquefatta rappresenta una valida opzione per
aumentare la flessibilita' del sistema energetico, consentendo
l'integrazione di elevate quote di fonti rinnovabili non
programmabili (fotovoltaico, eolico) e la riduzione delle emissioni
di CO2.
In particolare il trasporto su strada e' un grande emettitore di
anidride carbonica ed e' necessario il passaggio a modi di trasporto
piu' efficienti, come il trasporto di passeggeri e merci su rotaia.
In alternativa, una sostanziale decarbonizzazione del settore dei
trasporti su strada puo' essere ottenuta:
1) aumentando la quota di uso diretto di energia elettrica in
veicoli elettrici a batteria (BEVs) e veicoli elettrici ibridi
plug-in (PHEVs);
2) aumentando in modo significativo la quota di biocarburanti
sostenibili (in particolare biometano), in combinazione con motori ad
alta efficienza ibridi a combustione interna (ICEs) e PHEVs;
3) utilizzando FCEVs veicoli elettrici alimentati da idrogeno
prodotto a basso tenore di carbonio.
Tutte e tre le opzioni possono contribuire in modo sostanziale alla
riduzione delle emissioni (Figura 2), ma devono superare diverse
barriere.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 2: Emissioni dal pozzo alla ruota (well-to-wheel, WTW) vs
autonomia per diverse opzioni tecnologiche di mobilita'
I veicoli BEVs possono attingere da una produzione di energia
elettrica e da un'infrastruttura di trasporto e distribuzione (T&D)
gia' esistenti, nonche' fare affidamento sul fatto che il loro
impatto in termini di emissioni di CO2 sarebbe ridotto dalla
decarbonizzazione gia' in atto nel settore elettrico. In ogni caso
occorre considerare che le batterie riscontrano un serio compromesso
tra capacita' e peso, nonche' l'incertezza sull'autonomia e i lunghi
tempi di ricarica che sono grandi preoccupazioni per l'accettabilita'
dell'utente finale. Nel caso dei biocarburanti, la produzione solleva
dubbi per quanto riguarda la sostenibilita' e la sottrazione dal
settore alimentare umano ed animale, in particolare tenendo conto che
una considerevole quantita' di biocarburanti saranno necessari per
decarbonizzare il trasporto di merci su lungo raggio (su strada,
aerei e marittimo).
I veicoli FCEV possono fornire un servizio di trasporto
paragonabile ai veicoli di oggi e, allo stesso tempo, contribuire
agli obiettivi di miglioramento dell'indipendenza energetica e di
sicurezza climatica.
Le performance di stoccaggio dell'idrogeno sono migliori rispetto a
quelle delle batterie elettriche (Figura 3). E' possibile infatti
immagazzinare 6 kg di idrogeno (circa 200 kWh) compresso a 700 bar in
un serbatoio dal peso complessivo di 125 kg e dal volume di 260
litri, mentre per immagazzinare meta' di quest'energia (100 kWh) in
batterie elettriche agli ioni di litio occorrono 830 kg di peso e 670
litri di volume. Un serbatoio di 260 litri puo' rientrare
perfettamente nel volume, necessariamente ridotto, di un veicolo,
offrendo un'autonomia di 600 km, comparabile con quella offerta dai
veicoli a benzina e chiaramente superiore alle ridotte autonomie dei
veicoli a batteria BEVs attualmente sul mercato. Da ultimo, e
diversamente dalle batterie, le performance di stoccaggio di un
serbatoio di idrogeno non si deteriorano con il numero di cariche e
scariche o con l'esposizione a temperature estreme.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 3: La sfida dello stoccaggio energetico per la mobilita'
Attualmente circa 540 FCEVs (autovetture e autobus) sono in
attivita' come vettura pilota in tutto il mondo, in particolare in
Europa (192), Stati Uniti, Giappone, Corea del Sud (Technology
Roadmap Hydrogen and Fuel Cells. IEA. Giugno 2015). I veicoli FCEVs
sono essenzialmente veicoli elettrici che utilizzano idrogeno
immagazzinato in un serbatoio pressurizzato e una cella a
combustibile per la produzione di energia a bordo. I veicoli FCEVs
sono anche auto ibride, l'energia di frenata viene recuperata e
accumulata in una batteria. L'alimentazione elettrica della batteria
viene usata per ridurre la domanda di picco della cella a
combustibile in accelerazione e per ottimizzare l'efficienza
operativa. I veicoli FCEVs sono usualmente riforniti con idrogeno
gassoso a pressioni tra 35 MPa e 70 MPa. Attualmente, per le
autovetture, l'efficienza su strada (fuel economy) e' di circa 1 kg
di idrogeno ogni 100 km percorsi, con autonomie da circa 500 km a 750
km e tempi di ricarica inferiori ai 5 minuti.
Nonostante i costi delle autovetture FCEV sono ad oggi elevati1 ,
il costo e' previsto convergere entro il 2030 con quello delle altre
tecnologie di alimentazione, grazie ad economie di scala (Figura 4,
(En route pour un transport durable. Cambridge Econometrics. Novembre
2015)).
--------
1 I prezzi annunciati fino ad oggi sono stati fissati, per le
autovetture, a circa 60.000 euro.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 4: Componenti di un auto FCEV e previsioni di costo delle
autovetture per tecnologia di alimentazione in Europa
A conferma dell'interesse nella tecnologia FCEV, alcune delle
maggiori case automobilistiche mondiali hanno gia' integrato la
tecnologia delle fuel cell ad idrogeno nei loro piani strategici e
dai primi prototipi si e' passati rapidamente, negli ultimissimi
anni, alla produzione su scala commerciale.
Varie sperimentazioni hanno coinvolto anche il trasporto pubblico,
sin dai primi anni '90. Negli ultimi 15 anni, in Europa, sono stati
operativi autobus FCEV su circa 8 milioni di km, dimostrando che la
tecnologia funziona, e' flessibile, operativa e sicura. Un totale di
84 autobus FCEV sono operativi, o in procinto di esserlo, in 17
citta' e regioni in 8 paesi europei. Le autonomie quotidiane arrivano
fino a 450 km, con efficienze di consumo di circa 8-9 kg di H2/100
km, i tempi di rifornimento sono inferiori a 10 minuti. Gli autobus
FCEV sono in grado di raggiungere lo stesso chilometraggio quotidiano
degli autobus diesel convenzionali, hanno piena flessibilita' di
rotta e non richiedono alcuna infrastruttura lungo il percorso. La
piattaforma europea "Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking" sta
attivamente promuovendo e finanziando diversi progetti, da 10 fino a
piu' di 20 autobus FCEV per localita'. I futuri costi d'acquisto
degli autobus FCEV dipenderanno dalla rapidita' nel raggiungere
effetti di scala e dal cammino tecnologico seguito. In un percorso in
grado di cogliere sinergie di tecnologia con il mercato FCEV
automobilistico (Automotive FC), i costi d'acquisto e i TCO (Total
Cost of Ownership) potrebbero essere pressoche' alla pari con la
tecnologia diesel ibrida entro il prossimo decennio (Fuel Cell
Electric Buses, Potential for Sustainable Public Transport in Europe.
A Study for the Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking. Settembre
2015) (Figura 5).
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 5: Costo d'acquisto e TCO degli autobus per tecnologia di
alimentazione in Europa
Le stazioni di rifornimento di idrogeno possono essere alimentate
in due diversi modi:
1) Produzione di idrogeno in sito direttamente nella stazione di
rifornimento;
2) Produzione di idrogeno in impianti centralizzati e trasporto
alla stazione di rifornimento.
Sia nella produzione in sito, che nella produzione centralizzata,
e' possibile l'utilizzo di elettrolizzatori o steam methane reformers
(SMR). Ogni approccio ha i suoi vantaggi e compromessi. Mentre la
produzione centralizzata di idrogeno offre economie di scala per
minimizzare il costo di generazione dell'idrogeno, la necessita' di
distribuire l'idrogeno comporta costi di trasporto. Per la
generazione di idrogeno decentralizzata e' vero esattamente il
contrario.
In una prospettiva di incremento della produzione elettrica
mediante fonti rinnovabili, appare strategico localizzare la
produzione di idrogeno da elettrolisi in prossimita' dei siti di
produzione da RES (sia in modalita' in sito che centralizzata),
sfruttandone la produzione in surplus. Questi impianti, dotati di
propri sistemi di accumulo, avranno maggiori caratteristiche di
dispacciabilita', le fonti rinnovabili diventeranno "piu'
programmabili".
Garantire una densita' minima di stazioni di rifornimento di
idrogeno e' un prerequisito fondamentale per raggiungere l'interesse
dei consumatori e garantire un ampio mercato per i veicoli FCEV.
Attualmente e' stimato che circa 300 stazioni sono gia' state
realizzate, principalmente dalle aziende Air Liquide, Linde, Air
Products (partener italiano e' il Gruppo SAPIO), H2 Logic,
particolarmente in Germania, Giappone, Stati Uniti (California) e in
Nord Europa (Danimarca e Olanda) negli ultimi dieci anni (Hydro-gen:
the energy transition in the making! Pierre-Etienne Franc, Pascal
Mateo. Manifesto. 2015. ). Sia in Germania che in Giappone ci sono
piani per costruire varie decine di nuove stazioni di rifornimento di
idrogeno nei prossimi anni, in modo da completare l'esistente rete.
Le caratteristiche progettuali di una stazione di rifornimento di
idrogeno sono determinate dalla domanda giornaliera di idrogeno,
dalla modalita' di stoccaggio dell'idrogeno a bordo dei veicoli (ad
esempio la pressione a 350 bar o 700 bar), e il modo in cui
l'idrogeno viene consegnato o prodotto in stazione.
Il rischio di investimento associato con lo sviluppo delle stazioni
di rifornimento e' dovuto principalmente all'elevato investimento di
capitale e ai costi operativi, nonche' il sottoutilizzo degli
impianti durante la prima fase di sviluppo del mercato FCEV, che puo'
portare a un flusso di cassa negativo nei primi 10-15 anni (Figura
6).
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 6: Flusso di cassa delle stazioni di rifornimento nelle prima
fase di sviluppo del mercato FCEV
Questa lunga "valle della morte" puo' essere minimizzata riducendo
i costi di capitale e di esercizio e massimizzando l'utilizzo della
risorsa, ma per coprire il periodo di flusso di cassa negativo, il
sostegno pubblico appare necessario durante la fase di introduzione
sul mercato dei veicoli FCEV.
Inoltre nella progettazione delle stazioni di rifornimento
dell'idrogeno e' importante l'armonizzazione delle norme europee e la
loro essenzialita': i costi possono infatti diminuire, anche
considerevolmente, se si riducono le prescrizioni normative nazionali
che vanno oltre gli standard europei. Infine, sara' fondamentale
garantire snellezza nelle pratiche autorizzative, evitando che tempi
burocratici lunghi possano scoraggiare gli operatori del settore e
rallentare la transizione verso una mobilita' sostenibile.
Approfondimento: IL PROGETTO H2 ALTO ADIGE
In Italia spicca il progetto H2 Alto Adige. Produrre idrogeno,
ovvero "carburante made in Alto Adige" generato tramite energie
rinnovabili, stoccarlo, rifornire le silenziose vetture elettriche a
emissioni zero per raggiungere una graduale indipendenza energetica,
questa e' l'idea alla base del progetto H2 di Bolzano. L'Alto Adige,
nel 2006, ha deciso di perseguire questo importante obiettivo,
attraverso una stretta collaborazione con l'Autostrada del Brennero
SpA e grazie al sostegno del FESR, il Fondo Europeo per lo Sviluppo
Regionale. L'impianto di produzione di Bolzano e' considerato uno dei
piu' grandi e innovativi a livello mondiale. I tre elettrolizzatori
modulari sono in grado di produrre fino a 345 kg/giorno. L'idrogeno
compresso e stoccato sotto forma gassosa attualmente puo' rifornire
fino a 15 autobus urbani (con tratte giornaliere di 200-250 km) o
fino a 700 vetture. Contemporaneamente alla messa in servizio del
centro idrogeno sono stati avviati i progetti europei HYFIVE e CHIC.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 7: La stazione idrogeno di Bolzano
3 SCENARI EUROPEI
Numerosi studi hanno recentemente analizzato possibili scenari di
transizione energetica nel settore dei trasporti, con estensioni
temporali fino al 2050.
Nel settore autovetture, nel "Technology Roadmap Hydrogen and Fuel
Cells" (Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells. IEA. Giugno
2015), pubblicato dall'IEA nel Giugno 2015, viene presentato uno
scenario di introduzione delle autovetture FCEV fino al 2050 (Figura
8). Per quanto riguarda le autovetture FCEV, l'IEA prevede per i tre
principali mercati, Stati Uniti, EU4 (Francia, Germania, Regno Unito,
Italia) e Giappone i seguenti target commerciali:
• 2020: saranno in circolazione circa 30,000 FCEVs;
• 2025: le vendite annue raggiungono i 400,000 FCEVs;
• 2030: le vendite cumulate raggiungono gli 8 milioni di FCEVs (2,3
milioni di vendite annue);
2050: la quota di FCEVs sul totale delle vendite di autovetture e'
di circa il 30% (25% lo share sullo stock complessivo dei veicoli in
circolazione), la frazione di veicoli convenzionali ICE e ibridi
senza la possibilita' di inserimento nella rete elettrica dovra'
scendere a circa il 30 % del parco veicoli.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 8: Stock delle autovetture per tecnologia negli Stati Uniti,
EU4 e Giappone nello scenario IEA 2DS high H2 fino al 2050
Inoltre, per comprendere gli impatti macro-economici della
transizione verso una mobilita' alternativa, nell'arco di tempo
2010-2050, il Report "Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs" (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) ha sviluppato e analizzato cinque
scenari di evoluzione tecnologica. Tali Scenari sono riassunti in
Tabella 1.
Tabella 1: Scenari di evoluzione tecnologica riportati nel report
"Fuelling Europe's future. How auto innovation leads to EU jobs"
=====================================================================
| Nome Scenario | Descrizione |
+==========================+========================================+
| |Le emissioni di CO2 delle nuove vendite |
| |di autoveicoli in Europa rimangano agli |
| |attuali livelli di 135 g/km, la corrente|
| |suddivisione tra veicoli diesel e |
| |benzina rimane invariata e nessun |
| |ulteriore tecnologia viene introdotta |
|Reference Scenario (REF) |per migliorare l'efficienza. |
+--------------------------+----------------------------------------+
| |Raggiungimento dell'obiettivo proposto |
| |alle autovetture di 95 g/km nel 2020 e |
| |ai furgoni di 147 g/km nel 2020. Nessun |
| |ulteriore obiettivo politico viene |
| |fissato dopo il 2020, ci saranno |
| |comunque alcuni ulteriori progressi |
| |nella riduzione del consumo di |
| |carburante, guidati dalla preoccupazione|
| |dei consumatori per le emissioni di CO2,|
| |dall' incremento nel prezzo del |
| |carburante e dal proseguimento |
| |nell'esistente sviluppo tecnologico |
| |(tasso di miglioramento inferiore all'1%|
| |all'anno dopo il 2020). L'introduzione |
| |di veicoli HEV nel nuovo parco auto |
|Current Policy Initiatives|raggiunge il 5% nel 2020, il 12 % nel |
|(CPI) |2030 e il 22 % entro il 2050. |
+--------------------------+----------------------------------------+
| |Lo scenario si propone di esplorare |
| |l'impatto di un'introduzione ambiziosa |
| |di veicoli HEV. Si presuppone una |
| |penetrazione di mercato per gli HEV del |
| |10 % sulle nuove vendite di veicoli nel |
| |2020, del 50 % nel 2030 e del 96 % nel |
|Scenario Tech1 |2050. |
+--------------------------+----------------------------------------+
| |Questo scenario presuppone una |
| |penetrazione di mercato dei veicoli HEV |
| |del 20 % nelle vendite di nuovi veicoli |
| |nel 2020, 42% nel 2030, 10 % nel 2050. I|
| |veicoli elettrici avanzati (PHEV, BEV, |
| |FCEV) vengono introdotti al 2.5 % nel |
|Scenario Tech2 |2020, 37 % nel 2030, 90 % nel 2050. |
+--------------------------+----------------------------------------+
| |Questo scenario presuppone un ritmo piu'|
| |rapido di introduzione dei veicoli |
| |elettrici avanzati (PHEV, BEV, FCEV), |
| |possibile con apposite misure di |
| |sostegno. Questo scenario presuppone una|
| |penetrazione di mercato dei veicoli |
| |elettrici avanzati del 9.5 % nel 2020, |
| |80 % nel 2030 e 100 % nel 2050. I |
| |veicoli HEV raggiungono, nelle vendite |
| |di nuovi veicoli, il 20 % nel 2020, il |
|Scenario Tech3 |15 % nel 2030, il 0 % nel 2050. |
+--------------------------+----------------------------------------+
Le innovazioni indagate negli scenari Tech1, Tech2 e Tech3 hanno
portato alle seguenti conclusioni:
• Le emissioni dirette di CO2 delle auto e dei furgoni vengono
ridotte tra il 64 % e il 93 % entro il 2050, contribuendo al
raggiungimento dell'obiettivo UE di riduzione delle emissioni
complessive dei trasporti del 60%.
• Le emissioni degli inquinanti dannosi alla salute sono
drasticamente tagliate, l'NOx di oltre l'85 %, il particolato fine di
oltre il 70%.
• I consumatori selezionano i loro veicoli sulla base di un
un'ampia gamma di fattori, di cui il costo del capitale e' solo un
elemento. Nel calcolo dell'impatto complessivo sugli automobilisti
legato al miglioramento nell'efficienza dei veicoli, e' anche utile
guardare al "Costo Totale di Proprieta'" (Total Cost of Ownership,
TCO), che include i costi del carburante e la manutenzione.
Utilizzando un tasso di sconto del 5 % i TCO delle diverse tecnologie
automobilistiche sono attesi convergere verso il 2020 (ad eccezione
dei FCEV), con il TCO di tutti i propulsori inferiore a quello del
2010, nonostante la previsione di un significativo (circa +30%)
aumento del prezzo dei combustibili (Figura 9). Invece i veicoli FCEV
avvicinano i TCO delle altre tecnologie a partire dal 2030.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 9: TCO delle diverse tecnologie automobilistiche (considerando
un tasso di sconto del 5 %)
• Il passaggio a combustibili alternativi, puo' avere un impatto
positivo sull'economia europea. In primo luogo, porta a una maggior
efficienza nei veicoli.
• Gli investimenti nelle infrastrutture per il rifornimento hanno
un impatto positivo sul PIL, perche' stimolano l'industria nazionale
e richiedono un alto input di lavoro nella catena di fornitura.
• L'Europa eccelle nella tecnologia per il settore automobilistico,
un aumento della spesa per veicoli a basse emissioni di carbonio
creera' lavoro. Tra 660.000 e 1,1 milioni di nuovi posti di lavoro
(al netto dell'intera forza lavoro) potranno essere generati entro il
2030. Nel 2050, questi valori salgono tra 1.9 e 2.3 milioni di nuovi
posti di lavoro. La transizione verso veicoli a basse emissioni di
carbonio generera' la domanda di nuove competenze nella forza lavoro.
L'Europa potra' sviluppare adeguati percorsi formativi per far
crescere le necessarie competenze nella sua futura forza lavoro.
• L'analisi suggerisce anche che la tassazione della maggior
attivita' economica risultante da un passaggio ai veicoli a basse
emissioni in gran parte compensa le entrate fiscali perse dalla
vendita dei combustibili convenzionali (benzina e diesel).
Passando al settore autobus, a livello europeo e' prevista
l'attuazione di progetti dimostrativi su larga scala, con un totale
da circa 300 a 400 autobus FCEV in Europa entro il 2020 [19].
Questo scenario prevede un volume totale di 8,000-10,000 autobus
FCEV necessari fino al 2025.
Alcune importanti iniziative europee hanno gia' iniziato a
sostenere l'introduzione dell'idrogeno come carburante per il
trasporto attraverso lo sviluppo e l'attuazione di una strategia
nazionale. Queste sono :
• Regno Unito: "UK H2 Mobility" (www.ukh2mobility.co.uk);
• Francia: "Mobilite' hydrogene France" (www.afhypac.org) (Figura
10);
• Scandinavia: "Scandinavian Hydrogen Highway Partnership"
(www. scandinavianhydrogen. org);
• Germania: "H2 Mobility" (h2-mobility.de).
Le prime indicazioni quantitative risultano essere:
===================================================================
| Paese |FCEV 2020|FCEV 2025|FCEV 2030|HRS 2020|HRS 2025|HRS 2030|
+========+=========+=========+=========+========+========+========+
|Regno | | | | | | |
|Unito | -| -|1.600.000| -| -| 1.150|
+--------+---------+---------+---------+--------+--------+--------+
|Francia | 2.500| 167.000| 773.000| 21| 355| 602|
+--------+---------+---------+---------+--------+--------+--------+
|Germania| 156.000| 658.000|1.773.000| 377| 779| 992|
+--------+---------+---------+---------+--------+--------+--------+
Iniziative simili sono in fase di lancio anche in altri paesi
europei come Austria, Belgio, Finlandia, Paesi Bassi, Svizzera.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 10: Proiezione del numero di stazioni di rifornimento a
idrogeno previsto in Francia
I progetti di cui sopra dimostrano che lo sviluppo di idrogeno come
combustibile alternativo e' possibile quando si trova:
• una strategia stabilita per diffondere le stazioni di
rifornimento di idrogeno;
• un forte sostegno del governo nazionale e locale (legislativo e
finanziario);
• una presenza importante di attori industriali nel campo
dell'idrogeno;
• un potenziale di produzione di idrogeno "green".
Questi possono essere riconosciuti come elementi fondamentali per
la definizione di una strategia per la mobilita' a idrogeno.
4 SCENARI ITALIANI
Il seguente contesto caratterizza lo stato attuale del settore dei
trasporti in Italia:
• Al 2014 il settore dei trasporti rappresentava il 31,8 % dei
consumi finali totali di energia (38.117 ktep su un totale di 119.769
ktep)2 .
• Al 2013 le emissioni atmosferiche attribuibili al settore trasporti
rappresentavano il 24% delle emissioni totali nazionali (104,9 Mt
CO2eq su un totale di 438,0 Mt CO2eq ³).
• L'Italia e' il Paese dell'Unione europea che registra piu' morti
premature a causa dell'inquinamento dell'aria. In Italia nel 2012
59.500 decessi prematuri sono attribuibili al particolato fine (PM
2,5), 3.300 all'ozono (O3 ) e 21.600 al biossido di azoto (NO2 ) (Air
quality in Europe. European Environmental Agency. 2015 Report).
• Per quanto riguarda il trasporto su strada, al 2014 la consistenza
del parco veicolare e' risultata pari a circa 49,2 milioni di
veicoli, tra cui: 37,1 milioni di autovetture, 6,5 milioni di
motocicli, 3,9 milioni di autocarri per merci, 97.914 autobus. Tra le
autovetture la predominanza e' netta per l'alimentazione a benzina
(51%) e gasolio (41%), seguono le alimentazioni ibride benzina/GPL
(6%) e benzina/metano (2%). Allo stato attuale, la presenza di
veicoli elettrici avanzati (PHEV, BEV, FCEV) e' pressoche' nulla.
(Annuario Statistico ACI 2015)
La definizione degli obiettivi nazionali e' basata su una
modellazione analitica di dettaglio estesa fino al 2050, prendendo in
considerazione i seguenti aspetti:
• obiettivi ambientali per la riduzione dei gas serra e delle
emissioni inquinanti;
• futura flotta di veicoli alternativi attesi per diversi orizzonti
temporali e stima della domanda futura di idrogeno4 ;
• produzione dell'idrogeno e aumento della rete di alimentazione
(cioe' l'implementazione di un'infrastruttura adeguata) per favorire
lo sviluppo della mobilita' alternativa e, di conseguenza, per
soddisfare le future esigenze della domanda.
L'intera analisi e' stata scomposta nelle seguenti aree:
1. Dimensionamento del parco veicoli FCEV;
2. Produzione dell'idrogeno per il settore dei trasporti;
3. Integrazione delle rinnovabili elettriche;
4. Dimensionamento delle stazioni di rifornimento;
5. La prospettiva del consumatore;
6. Riduzione delle emissioni di CO2 e di altri inquinanti dannosi
alla salute umana;
7. Misure di sostegno allo sviluppo dell'idrogeno.
--------
2 I dati del bilancio energetico nazionale MiSE
3 I dati delle emissioni di gas ad effetto serra sono di fonte
UNFCCC cosi' come comunicati per l'Italia da ISPRA secondo il mandato
stabilito dal Decreto legislativo 51/2008
4 Lo scenario di introduzione dell'idrogeno nella mobilita' italiana
(denominato Scenario MobilitaH2IT), proposto in questa sezione e'
stato modellato tenendo conto degli studi di riferimento illustrati
nel precedente Capitolo, adattandoli al contesto italiano
4.1 DIMENSIONAMENTO DEL PARCO VEICOLI FCEV
La vendita di autovetture FCEV proposta nello Scenario MobilitaH2IT
e' riportata in Figura 11 per il contesto italiano5 . Lo scenario di
vendita in Italia delle autovetture FCEV pone come punto di partenza
un'introduzione di 1.000 autovetture entro il 2020, per poi
raggiungere uno stock di circa 27.000 al 2025 (0,1% del parco veicoli
italiano), circa 290.000 al 2030 (0,7% del parco veicoli italiano) e
circa 8,5 Milioni al 2050 (20% del parco veicoli italiano).
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 11: Scenario MobilitaH2IT, stock autovetture FCEV fino al 2050
Passando agli autobus, lo scenario di ramp-up italiano e' indicato
in Figura 126 . Lo scenario di vendita in Italia degli autobus FCEV
prevede obiettivi piu' ambizioni rispetto alle autovetture. Gli
operatori del trasporto pubblico, attivi in ambito cittadino,
dovranno infatti garantire un ruolo guida nella transizione verso una
mobilita' alternativa, specialmente nelle prime fasi di mercato. Il
punto di partenza e' posto nell'introduzione di 100 autobus entro il
2020, per poi raggiungere uno stock di circa 1.100 al 2025 (1,1 %
dello stock totale), circa 3.700 al 2030 (3,8 % dello stock totale) e
circa 23.000 al 2050 (25,0 % dello stock totale).
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 12: Scenario MobilitaH2IT, stock autobus FCEV fino al 2050
Un notevole miglioramento nella fuel economy delle autovetture e
degli autobus FCEV e' atteso fino al 2050, incrementando la
competitivita' con i veicoli convenzionali ICE, soggetti anch'essi a
miglioramenti ma in maniera meno marcata. Questo fa si che la
percentuale di finanziamento per gli acquirenti (eco-bonus), nella
copertura del costo addizionale dei veicoli FCEV, potra' essere
ridotta progressivamente.
La domanda di idrogeno alla pompa delle autovetture FCEV e degli
autobus FCEV introdotti nello Scenario MobilitaH2IT, e' indicata in
Figura 13. Al 2020 e' prevista una domanda alla pompa di circa 2.000
kg/giorno, portata a circa 25.600 kg/giorno al 2025.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 13: Scenario MobilitaH2IT, domanda H2 alla pompa veicoli FCEV
fino al 2050
---------------
5 Nel calcolo dello stock autovetture FCEV e' stato considerato un
life-time di 12 anni
6 Nel calcolo dello stock autobus FCEV e' stato considerato un
life-time di 12 anni
4.2 PRODUZIONE DELL'IDROGENO PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
Negli scenari proposti l'idrogeno puo' essere prodotto secondo
quattro diverse modalita' operative:
1) Produzione di idrogeno in impianti centralizzati mediante SMR
(H2 da SMR C) e trasporto gassoso su camion fino alla stazione di
rifornimento;
2) Produzione di idrogeno in impianti centralizzati mediante
elettrolisi da rinnovabili (H2 da ELR C) e trasporto gassoso su
camion fino alla stazione di rifornimento;
3) Produzione di idrogeno on-site nella stazione di rifornimento
mediante elettrolisi con energia elettrica da rete (H2 da ELG OS);
4) Produzione di idrogeno on-site nella stazione di rifornimento
mediante elettrolisi con energia elettrica rinnovabile (H2 da ELR
OS).
Attualmente, piu' del 95% dell'idrogeno viene prodotto da fonti
fossili. La produzione centralizzata di idrogeno da SMR, a basso
costo, permettera' di agevolare il periodo di transizione iniziale
2020-2030. Superata questa fase tutta la nuova produzione di idrogeno
avverra' mediante elettrolisi. In particolare dovra' essere
particolarmente incentivato l'utilizzo di energia rinnovabile
prodotta on-site (autoconsumo). Lo Scenario MobilitaH2IT prevede una
rapida transizione verso una produzione di idrogeno "green" da
elettrolisi e il raggiungimento di risultati ambizioni in termini di:
1) Maggior contributo dei veicoli FCEV nella riduzione delle
emissioni di CO2;
2) Maggior indipendenza energetica nazionale;
3) Maggior potenzialita' di integrazione delle fonti rinnovabili
non programmabili (fotovoltaico, eolico).
La produzione di idrogeno, con relativo mix, nello Scenario
MobilitaH2IT e' indicata in Figura 14. Al 2020 e' prevista una
domanda di produzione pari a circa 2.500 kg/giorno (circa 1.500
kg/giorno da SMR e circa 1.000 kg/giorno da elettrolisi), portata a
circa 32.000 kg/giorno al 2025 (circa 12.800 kg/giorno da SMR e circa
19.200 kg/giorno da elettrolisi).
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 14: Scenario MobilitaH2IT, produzione H2 fino al 2050
In Figura 15 sono stati analizzati e comparati i costi di
produzione e trasporto dell'idrogeno nelle quattro modalita'
operative precedentemente descritte. Il costo di produzione e
trasporto dell'idrogeno e' calcolato sulla base di parametri
economici quali i costi di investimento (CAPEX), costi finanziari,
costi dell'energia primaria (gas ed elettricita'), costi operativi e
di manutenzione (OPEX), margine di guadagno sulla produzione, costi
di trasporto e margine di guadagno sul trasporto, cosi' come sulla
base di parametri tecnici quali l'efficienza di conversione e il
life-time.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 15: Scenario MobilitaH2IT, costo di produzione e trasporto H2
fino al 2050
4.3 INTEGRAZIONE DELLE RINNOVABILI ELETTRICHE
La produzione di idrogeno da energia elettrica e lo stoccaggio in
forma gassosa o liquefatta potrebbe rappresentare una valida opzione
per aumentare la flessibilita' del sistema energetico, consentendo
l'integrazione di elevate quote di fonti rinnovabili non
programmabili (fotovoltaico, eolico). In particolare potrebbe essere
di grande interesse l'accumulo mediante power to fuel: l'elettricita'
viene trasformata in idrogeno utilizzato poi come combustibile per
FCEV nel settore dei trasporti. La Figura 16 quantifica il potenziale
di integrazione delle rinnovabili elettriche offerto nello Scenario
MobilitaH2IT: circa 2,3 TWh/anno al 2030, circa 24,7 TWh/anno al
2040, circa 47 TWh/anno al 2050.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 16: Scenario MobilitaH2IT, potenziale di integrazione delle
rinnovabili elettriche fino al 2050
5 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO
La configurazione dell'infrastruttura di rifornimento e'
determinata da molti parametri, tra cui: la domanda di idrogeno, la
densita' di popolazione dell'ambiente urbano, ipotesi sulla
necessaria prossimita' di una stazione rispetto ad un'altra per i
consumatori. Per necessita' operative, autovetture e autobus saranno
serviti da stazioni di rifornimento diverse.
Le stazioni piu' piccole saranno costruite nelle due fasi iniziali
di captive fleet (2020-2022 e 2023-2025), a servizio di piccole
flotte di veicoli. Nella prima fase 2020-2022 si prevedono captive
fleets fino a 99-109 autovetture e fino a 10-11 autobus, con stazioni
rispettivamente da 50 kg/giorno e 200 kg/giorno. Nella seconda fase
2023-2025 si prevedono captive fleets fino a 222-229 autovetture e
fino a 29 autobus, con stazioni rispettivamente da 100 kg/giorno e
500 kg/giorno. La costruzione di piccole stazioni permette il rapido
raggiungimento di una copertura minima delle principali arterie di
trasporto (TEN-T) e dei principali centri abitati, garantendo il
successivo passaggio alla mass transportation. Dopo questa fase
iniziale e' prevista solamente la costruzione di stazioni di grande
taglia, 500 kg/giorno per le autovetture (in grado di rifornire fino
a 1169 autovetture/giorno al 2026) e 1000 kg/giorno per gli autobus
(in grado di rifornire fino a 60 autobus/giorno al 2026),
economicamente attrattive per gli operatori del settore.
L'approccio captive fleet permette i seguenti benefici:
• I mezzi di trasporto e le stazioni di rifornimento dell'idrogeno
saranno sviluppati una volta identificato un numero sufficiente di
clienti locali;
• Un adeguato fattore di carico (AL) per le stazioni di
rifornimento gia' dai primi anni, evitando rischi di sottoutilizzo;
• Notevole riduzione della necessita' di investimento.
Le captive fleet sono flotte di veicoli con modelli di guida e di
rifornimento prevedibili. Ogni flotta fa riferimento ad una specifica
stazione di rifornimento. Esempi di captive fleet sono le flotte di
taxi, veicoli per la consegna della merce, le flotte di veicoli per i
dipendenti comunali, per le forze dell'ordine, veicoli della posta,
flotte di veicoli aziendali. Tali utenze devono essere coinvolte per
il successo della prima fase di introduzione sul mercato.
Lo Scenario MobilitaH2IT utilizza le seguenti assunzioni per quanto
riguarda le stazioni di rifornimento dell'idrogeno:
• annual load factor (AL) delle stazioni di rifornimento pari al 70
% fino al 2020 e al 75% nel periodo successivo per le autovetture e
80% fino al 2020 e 90 % nel periodo successivo per gli autobus;
• costi finanziari pari al 7 % (Fuel Cell Electric Buses, Potential
for Sustainable Public Transport in Europe. A Study for the Fuel
Cells and Hydrogen Joint Undertaking. Settembre 2015),
• margine di guadagno per le stazioni di rifornimento pari al 20 %.
Numero e tipologia delle stazioni di rifornimento, per autovetture
FCEV e autobus FCEV, nello Scenario MobilitaH2IT e' indicato in
Figura 17.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 17: Scenario MobilitaH2IT, numero e tipologia stazioni
rifornimento per autovetture FCEV e autobus FCEV fino al 2050
In Figura 18 e in Figura 19 e' indicata una possibile ubicazione
delle stazioni di rifornimento per autovetture FCEV e autobus FCEV
previste al 2020 e al 2025. La scelta dell'ubicazione rispetta i
seguenti criteri:
• citta' gia' attive o in fase progettuale avanzata per la
sperimentazione del trasporto idrogeno, alla data di redazione del
presente documento (Bolzano, Milano, Sanremo, Roma, Venezia, Brunico,
Rovereto);
• popolazione residente nel comune (priorita' ai comuni con maggior
popolazione, dati ISTAT 2015).
Le Figura 18 e la Figura 19 ipotizzano una possibile distribuzione
territoriale delle stazioni di rifornimento dell'idrogeno.
L'effettiva ubicazione dipendera' infatti dall'adesione delle citta'
ai bandi di finanziamento appositamente promosse a livello europeo,
nazionale e regionale.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 18: Possibile ubicazione delle stazioni di rifornimento
previste al 2020 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 19: Possibile ubicazione delle stazioni di rifornimento
previste al 2025 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)
Per quanto riguarda le autovetture, l'infrastruttura prevista dallo
scenario a fine 2020 permette solamente l'attivita' di un numero
limitato di captive fleets in alcune citta' italiane, a fine 2025
invece l'infrastruttura prevista dallo scenario appare adeguata per
una vera e propria mass transportation. L'ubicazione delle stazioni
sarebbe ben collocata rispetto alla rete TEN-T e alla rete
autostradale italiana.
6 LE PROSPETTIVE PER LA SOCIETA'
6.1 LA PROSPETTIVA DEL CONSUMATORE
Come facilmente prevedibile, tra le modalita' considerate,
l'idrogeno piu' economico e' quello prodotto mediante elettrolisi
on-site con autoconsumo da rinnovabili e mediante SMR centralizzato,
in stazioni di grandi dimensioni (500 kg/giorno per le autovetture e
1000 kg/giorno per gli autobus).
Al fine di valutare la competitivita' del vettore idrogeno rispetto
al concorrenziale diesel, e' stato valutato il costo per la
percorrenza di 100 km per autovetture e autobus FCEV e per
autovetture e autobus diesel. Il costo per la percorrenza di 100 km
dipende dal costo del vettore energetico alla pompa e dalla fuel
economy del veicolo.
Per le autovetture, nella prima fase 2020-2022, nonostante
l'utilizzo di stazioni di piccole dimensioni (50 kg/giorno) e gli
elevati costi di mercato di tutte le componenti di
produzione/distribuzione, i costi del vettore idrogeno sono alla pari
con il vettore diesel nella produzione da elettrolisi on-site con
autoconsumo da rinnovabili e mediante SMR centralizzato, mentre sono
superiori di circa 2 euro/100 km in modalita' "H2 da ELR C" e di
circa 6 euro/100 km in modalita' "H2 da ELG OS". Nella seconda fase,
cioe' dal 2023, il passaggio a stazioni piu' grandi, dapprima 100
kg/giorno e poi 500 kg/giorno, nonche' la rapida e notevole
diminuzione del costo di mercato di tutte le componenti di
produzione/distribuzione rende il vettore idrogeno ancor piu'
conveniente rispetto al vettore diesel, da subito anche in modalita'
"H2 da ELR C", poco prima del 2030 nella modalita' "H2 da ELG OS".
Per gli autobus, gia' dal 2020 (stazioni 200 kg/giorno) il vettore
idrogeno e' piu' conveniente rispetto al vettore diesel nella
produzione da elettrolisi on-site con autoconsumo da rinnovabili e
mediante SMR centralizzato, mentre e' piu' costoso sia in modalita'
"H2 da ELR C" che in modalita' "H2 da ELG OS". Dal 2025, il passaggio
a stazioni da 1000 kg/giorno, nonche' la rapida e notevole
diminuzione del costo di mercato di tutte le componenti di
produzione/distribuzione rende il vettore idrogeno piu' conveniente
rispetto al vettore diesel anche nella modalita' "H2 da ELR C".
Riassumendo, la competitivita' del vettore idrogeno si manifestera'
in tempi rapidi, gia' nella fase inizale con captive fleets, ancor
piu' nel momento in cui si raggiungera' la maturita' commerciale e
l'idrogeno sara' distribuito in stazioni di grandi dimensioni (a
partire dal 2025 con stazioni da 500 kg/giorno per le autovetture e
1000 kg/giorno per gli autobus).
6.2 RIDUZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2 E DI ALTRI INQUINANTI DANNOSI
ALLA SALUTE UMANA
Occorre sottolineare che la produzione di idrogeno mediante
elettrolisi da fonti energetiche rinnovabili e' priva di emissioni di
CO2 .
La potenzialita' di riduzione delle emissioni di CO2 nello Scenario
MobilitaH2IT (Figura 20) e' stata calcolata comparando le emissioni
per il mix di produzione di idrogeno destinato ai veicoli FCEV
rispetto alle emissioni dei veicoli diesel di ultima generazione
(Reference Scenario). Per lo Scenario MobilitaH2IT si sono ipotizzate
due opzioni: (1) la produzione da elettrolisi avviene con
elettricita' solo da rete elettrica con mix nazionale, (2) la
produzione da elettrolisi avviene con elettricita' solo da produzione
rinnovabile. Nel Reference Scenario, per le autovetture diesel lo
standard di riferimento e' quello raggiunto dai nuovi veicoli venduti
in Unione Europea nel 2014 (123,4 gCO2 /km), per gli autobus lo
standard EURO VI (1.200 gCO2 /km). Al 2020, la riduzione delle
emissioni di CO2 garantite dalla mobilita' idrogeno, rispetto allo
stato attuale del Reference Scenario, e' in un range tra 269 e 5.066
t/anno, per poi raggiungere un range tra circa 8.000 e 92.000 t/anno
al 2025, circa 116.000 - 655.000 t/anno al 2030 e circa 12 - 15
Mt/anno al 2050.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 20: Scenario MobilitaH2IT, riduzione delle emissioni di CO2
rispetto al Reference Scenario fino al 2050
In Tabella 2 viene invece riportato il potenziale di riduzione dei
principali inquinanti atmosferici grazie all'applicazione dello
Scenario MobilitaH2IT.
Tabella 2: Scenario MobilitaH2IT, riduzione dei principali inquinanti
atmosferici attribuiti al trasporto su strada fino al 2050
Parte di provvedimento in formato grafico
7 MISURE DI SOSTEGNO
7.1 MISURE DI SOSTEGNO ALLO SVILUPPO DELL'IDROGENO E BARRIERE
Al fine di promuovere l'idrogeno e lo sviluppo delle relative
infrastrutture, appare necessario ed indispensabile mettere in campo
diverse azioni/misure.
In particolare sono di grande rilevanza le misure, legislative,
regolamentari /amministrative, finanziarie e di comunicazione e la
disponibilita' di incentivi pubblici europei, nazionali, regionali e
locali cosi' come di investimenti privati. Si segnalano in
particolare il programma quadro Horizon 2020, i Fondi strutturali e
di investimento europei, gli orientamenti della rete transeuropea di
trasporto (TEN-T), e le iniziative della Banca Europea per gli
Investimenti (BEI) ed in particolare del Fondo "European Local ENergy
Assistance" http://www.eib.org/products/advising/elena/index.htm)
Lo Scenario Mobilita'H2IT indica una partecipazione nella quota di
finanziamenti pubblici UE&IT al 60% da fondi comunitari europei e al
40% da fondi nazionali
7.2 BARRIERE ALLO SVILUPPO DELL'IDROGENO
Considerando le prospettive tecnologiche e di mercato, almeno fino
al 2030, appaiono non trascurabili sulla effettiva realizzazione
dello scenario illustrato due barriere finanziarie:
1) L'investimento nell'acquisto dei costosi veicoli FCEV;
2) L'investimento nella realizzazione degli impianti di produzione
e nelle stazioni di distribuzione dell'idrogeno.
Non e' infatti possibile sviluppare un mercato per i veicoli FCEV
senza un'adeguata infrastruttura di produzione e distribuzione
dell'idrogeno e viceversa, non e' sostenibile sviluppare
un'infrastruttura di produzione e distribuzione dell'idrogeno senza
una domanda da parte di veicoli FCEV in circolazione.
Relativamente al primo punto si stima idonea una copertura pubblica
sul costo addizionale delle autovetture e degli autobus FCEV mentre,
relativamente al secondo punto, al fine di ridurre il rischio di
investimento associato allo sviluppo degli impianti di produzione e
delle stazioni rifornimento dell'idrogeno, sarebbe altresi'
funzionale un sostegno pubblico:
• per le stazioni di rifornimento:
√ 40% fino 2020,
√ 35% dal 2021 al 2025,
√ 30% dal 2026 al 2030,
√ 20% dal 2031 al 2035,
√ 10% dal 2036 al 2040,
√ 5% dal 2041 al 2050;
• per gli impianti di produzione da SMR:
√ 15% fino al 2025,
√ 10% nel periodo 2026-2030;
• per gli impianti di produzione da elettrolisi:
√ 40% fino 2020,
√ 35% dal 2021 al 2025,
√ 30% dal 2026 al 2030,
√ 25% dal 2031 al 2035,
√ 20% dal 2036 al 2040,
√ 15% dal 2041 al 2050.
Per la riuscita dello Scenario Mobilita'H2IT sono stimati opportuni
finanziamenti pubblici europei ed nazionali (compresi gli Enti
locali) pari a circa 47 M€ fino al 2020 e circa 419 M€ nel successivo
periodo 2021-2025, di cui 60% da fondi comunitari europei e 40% da
fondi nazionali italiani compresi gli Enti locali (Figura 21).
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 21: Scenario Mobilita'H2IT, finanziamenti pubblici Europei e
Nazionali necessari fino al 2025
Al momento, tuttavia, non e' previsto alcun impegno finanziario per
la implementazione di tale scenario Mobilita'H2IT che, pertanto, deve
intendersi come mero scenario potenziale che si realizzerebbe in
presenza di tutte le condizioni riportate nello stesso ed in
particolare della disponibilita' di fondi pubblici nazionali,
regionali e locali per finanziarne la prevista parte pubblica.
7.3 MISURE GIURIDICHE
Lo sviluppo della mobilita' terrestre a idrogeno e fuel-cell e'
oggetto di un intenso lavoro di standardizzazione a livello
internazionale, giunto oramai nella fase terminale.
Il punto 2.3 dell'allegato II della Direttiva 2014/94/UE del
Parlamento europeo e del Consiglio sulla realizzazione di
un'infrastruttura per i combustibili alternativi stabilisce che "I
punti di rifornimento di idrogeno utilizzano algoritmi per i
carburanti e apparecchiature conformi alla norma ISO/TS 20100
relativa all'idrogeno allo stato gassoso utilizzato come combustibile
".
Proprio per evitare una frammentazione delle competenze, ISO ha
deciso di sviluppare in parallelo un intero pacchetto di standard che
coprano tutti gli aspetti tecnici e di sicurezza riguardanti il
rifornimento dei veicoli a idrogeno e fuel-cell. Questo approccio e'
stato seguito proprio per assicurare il massimo livello di sicurezza
in tutto il sistema.
Attualmente (maggio 2016) i lavori di revisione della norma ISO/TS
20100 curati da ISO/TC 197 (Hydrogen (Technologies) hanno portato al
suo ritiro e all'elaborazione della ISO/PRF TS 19880.
In particolare, la ISO 19880-1: Gaseous hydrogen fueling stations -
General requirements raccomandera' le caratteristiche progettuali
minime per garantire la sicurezza e, ove appropriato, le prestazioni
delle stazioni di rifornimento pubbliche e "non pubbliche" (cioe' per
esempio quelle riservate al rifornimento di mezzi di trasporto
pubblici) che forniscono idrogeno gassoso per veicoli di trasporto
leggero (veicoli elettrici a fuel cell). Gli impegni iniziali sono
proprio dedicati al rifornimento dei veicoli leggeri, ma una versione
successiva sara' focalizzata anche sull'impiego per gli autobus e i
carrelli elevatori. Lo standard (inizialmente diffuso come Technical
Report, approvato in data 5 ottobre 2015, per raccogliere eventuali
osservazioni dagli utilizzatori) sintetizza l'attuale esperienza e
conoscenza nell'ambito del rifornimento con idrogeno, incluse le
distanze di sicurezza suggerite e le alternative per i protocolli di
rifornimento.
La ISO 19880-2: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Dispensers
fornisce le prescrizioni e i metodi di test della sicurezza per
stazioni di rifornimento complete con idrogeno gassoso sia alla
pressione di 35 MPa (350 bar) sia alla pressione di 70 MPa (700 bar).
La ISO 19880-3: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Valves
fornisce le prescrizioni e i metodi di test delle prestazioni di
sicurezza delle valvole per gas idrogeno ad alta pressione (1 MPa e
oltre) installate presso le stazioni di rifornimento per idrogeno
gassoso.
La ISO 19880-4: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Compressors
contiene le prescrizioni di sicurezza relative ai materiali, alla
progettazione, alla costruzione e alla verifica di sistemi di
compressione di idrogeno gassoso utilizzati nelle stazioni di
rifornimento per idrogeno gassoso.
La ISO 19880-5: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Hoses
considera le prescrizioni relative alle manichette per idrogeno
gassoso e le giunzioni di manichette impiegate per collegare il
distributore alla pistola di rifornimento, ma anche a quelle
utilizzate per le linee di spurgo del gas in zona sicura e quelle
flessibili da poter utilizzare in altri punti dove e' richiesta la
flessibilita' del collegamento.
La ISO 19880-6: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Fittings
specifica metodi uniformi per la valutazione e la verifica delle
prestazioni dei raccordi, inclusi connettori e chiusure terminali
utilizzati nelle stazioni di rifornimento per idrogeno gassoso.
Recentemente, sono anche partiti i lavori per lo sviluppo di altri
due standard: ISO 19880-7: Gaseous hydrogen - Fueling stations -
Fueling protocols e ISO 19880-8: Gaseous hydrogen - Fueling stations
- Hydrogen quality control.
In Europa, oltre alla ISO 19880-1 in fase di pubblicazione, lo
stato dell'arte dell'esperienza di settore puo' essere individuato
nel documento EIGA (European Industrial Gases Association) IGC DOC
15/06/E "Gaseous Hydrogen Stations". Il settore dei gas industriali
ha un'esperienza secolare nel trasporto e stoccaggio dell'idrogeno,
vantando livelli di sicurezza fra i migliori in campo industriale
(con un indice di frequenza infortuni medio europeo dell'intero
settore gas industriali e medicinali inferiore a 2 eventi per milione
di ore lavorate).
Sebbene il documento sia orientato alle installazioni di idrogeno
per impiego industriale, esso riassume le migliori tecniche e
pratiche disponibili atte a garantire la massima sicurezza nelle
operazioni di compressione, purificazione, riempimento e stoccaggio
di idrogeno gassoso. I recipienti a pressione con materiali metallici
sono progettati e fabbricati in Europa con normative, quali AD2000
Merkblatt o EN 13445, consolidate da anni di esperienza, con le quali
vengono garantiti i requisiti di sicurezza richiesti dalla Direttiva
Apparecchi a Pressione (PED, Pressure Equipment Directive) 97/23/CE,
emanata dalla Comunita' Europea, e recepita in Italia con il Decreto
Legislativo n° 93/2000.
Riguardo ai recipienti per gas a 700 bar collocati sui veicoli
esiste la specifica tecnica ISO/TS 15869 del 2009 intitolata "Gaseous
hydrogen and hydrogen blends - Land vehicle fuel tanks ". Un altro
standard di riferimento e' il "SAE J 2579 Compressed Hydrogen Vehicle
Fuel Containers ". In Europa le prescrizioni di sicurezza sono
coperte dal "Regolamento (CE) N. 79/2009 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 14 gennaio 2009 relativo all'omologazione di veicoli a
motore alimentati a idrogeno e che modifica la direttiva 2007/46/CE
". La pressione di scoppio ammessa per questi recipienti e' superiore
al doppio della pressione normale di esercizio.
Maggiori dettagli sugli aspetti omologativi dei veicoli a idrogeno
sono contenuti nel "Regolamento (UE) N. 406/2010 della Commissione
del 26 aprile 2010 recante disposizioni di applicazione del
regolamento (CE) n. 79/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio
relativo all'omologazione di veicoli a motore alimentati a idrogeno".
Come gia' detto, l'Italia ha cominciato a occuparsi di mobilita' a
idrogeno fin dal 2002 e degno di nota e' il lavoro di collaborazione
portato avanti dall'Universita' di Pisa con i settori industriali e i
Vigili del Fuoco. Cio' ha portato nel 2006 alla pubblicazione del
Decreto del Ministero dell'Interno 31 agosto 2006 "Approvazione della
regola tecnica di prevenzione incendi per la progettazione,
costruzione ed esercizio degli impianti di distribuzione di idrogeno
per autotrazione ".
A livello italiano esistono allo stato attuale delle condizioni di
legge piu' restrittive di quelle applicate negli altri Paesi e questo
ha fatto si' che, in una prima fase, le case automobilistiche abbiano
scartato l'Italia come mercato di sbocco iniziale delle auto a
fuel-cell che saranno distribuite nei prossimi anni.
In particolare, la pubblicazione del Decreto 31 agosto 2006
avvenuta prima dei piu' recenti e concreti sviluppi tecnologici a
livello internazionale prevede una limitazione a 350 bar della
pressione di compressione ed erogazione di idrogeno presso le
stazioni di servizio e sui veicoli.
Tale limitazione potra' essere superata alla luce dei nuovi criteri
di costruzione dei recipienti e di omologazione dei veicoli previsti
dalle normative europee.
Tale normativa antincendio sara' pertanto rivista entro il 18
novembre 2017 per tener conto dei nuovi standard internazionali sui
criteri costruttivi delle stazioni di rifornimento di idrogeno
gassoso.
8 INTEROPERABILITA' A LIVELLO EUROPEO
In accordo con il punto (10) delle considerazioni inziali e
l'articolo 3, comma 1 della Direttiva, laddove la continuita'
extraterritoriale dell'infrastruttura ovvero la realizzazione di una
nuova infrastruttura in prossimita' di confini lo richieda, sarebbe
opportuno collaborare con gli Stati Membri limitrofi coinvolti al
fine di garantire la continuita' transfrontaliera dell'infrastruttura
per i combustibili alternativi.
Al fine di valutare la necessita' di detta continuita'
transfrontaliera, ai sensi dell'articolo 5, comma 1 della Direttiva,
particolare attenzione potra' essere data ai punti di rifornimento
lungo i collegamenti stradali transfrontalieri.
La valutazione della necessita' e delle eventuali modalita' da
adottare per garantire la continuita' transfrontaliera
dell'infrastruttura cosi' come l'eventuale sviluppo di progetti
pilota e/o progetti infrastrutturali potrebbe essere fatta tenendo in
considerazione, per quanto pratico ed applicabile, anche i risultati
dei progetti europei di collaborazione transfrontaliera conclusi o in
itinere quali, a titolo d'esempio, quelli co-finanziati a valere sui
bandi TEN-T ovvero CEF, una lista non esaustiva dei quali, aggiornata
al Dicembre 2015, e' fornita nel seguito:
Tabella 3: Iniziative UE per la sperimentazione e la diffusione
dell'idrogeno per il trasporto
=====================================================================
| | | | |PILOTA O|
| TITOLO | IDENTIFICATIVO | INIZO | FINE | STUDIO |
+========================+=================+=======+=======+========+
|EAS HYMOB |2014-Fr-Ta-0519-S|01/2016|12/2018|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+
|H2NODES - evolution of a| | | | |
|European hydrogen | | | | |
|refuelling station | | | | |
|network by mobilising | | | | |
|the local demand and | | | | |
|value chains |2014-EU-TM-0643-S|03/2014|12/2018|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+
|COHRS - Connecting | | | | |
|Hydrogen Refuelling | | | | |
|Stations |2014-EU-TM-0318-S|09/2015|06/2019|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+
|HIT2 Corridors |2013-EU-92077-S |03/2014|12/2015|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+
|HIT - (Hydrogen | | | | |
|Infrastructure for | | | | |
|Transport) |2011-EU-92130-S |04/2012|12/2014|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+
A completamento di quanto precedentemente riportato va ricordata
l'iniziativa MEHRLIN (Models for Economic Hydrogen Refuelling
Infrastructure) che vede coinvolta anche l'Italia e che mira alla
realizzazione di n. 8 stazioni di rifornimento di idrogeno di 4
alimentate ad idrogeno di produzione elettrolitica tramite energia
rinnovabile. Il progetto include aspetti innvativi quali: da un punto
di vista HW soluzioni per l'accumulo di idrogeno a base idruri
metallici, da un punto di vista gestionale lo sviluppo di un nuovo
modello operativo e da un punto di vista tecnologico lo sviluppo di
un nuovo modello integrativo per l'elettromobilita' a base di cella a
combustibile e a base di batterie. Per l'Italia e' coinvolta la
citta' di Brunico sita lungo il Corridoio Scan - Med e il Corridoio
Verde del Brennero per l'istallazione di una nuova stazione di
ricarica che funzionera' a punto di collegamento ed accesso agli
altri Corridoi europei come il Mediterraneo ed il Baltico Adriatico.
9 ABBREVIAZIONI, ACRONIMI, UNITA' DI MISURA E BIBLIOGRAFIA
9.1 ABBREVIAZIONI E ACRONIMI
AL: annual load factor
BEV: battery electric vehicle
CAPEX: costi di investimento
DSM: demand side management
FC: fuel cell
FCEV: fuel cell electric vehicle
FER: fonti energetiche rinnovabili
GPL: gas di petrolio liquefatto
HEV: hybrid electric vehicle
ICE: internal combustion engine
OPEX: costi operativi e di manutenzione
PHEV: plug-in hybrid electric vehicle
RES: renewable energy sources
SEF: standard emission factor
SMR: steam methane reforming
T&D: transmission and distribution
TCO: total cost of ownership
VRE: variable renewable energy
WTW: well-to-wheel
9.2 UNITA' DI MISURA
€: euro
g: grammi
GW: gigawatt
kg: kilogrammi
km: kilometri
ktep: kilo tonnellate equivalenti di petrolio
kW: kilowatt
kWh: kilowatt hour
l: litri
m: metri
MPa: megapascal
Mt: megatonne
MWh: megawatt hour
t: tonnellate
TWh: terawatt hour
9.3 BIBLIOGRAFIA
Air quality in Europe. European Environmental Agency. 2015 Report.
(s.d.).
Air quality in Europe. European Environmental Agency. 2015 Report.
(s.d.).
Annuario Statistico ACI 2015. (s.d.).
Direttiva 2014/94/UE del Parlamento europeo e del Consiglio sulla
realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi .
(s.d.).
En route pour un transport durable. Cambridge Econometrics.
Novembre 2015. (s.d.). Energia pulita per i trasporti: una strategia
europea in materia di combustibili alternativi. Commissione europea.
Gennaio 2013. (s.d.).
Fonti rinnovabili e rete elettrica in Italia. Considerazioni di
base e scenari di evoluzione delle fonti rinnovabili elettriche in
Italia. Falchetta Massimo. ENEA. 2014 . (s.d.).
Fuel Cell Electric Buses, Potential for Sustainable Public
Transport in Europe. A Study for the Fuel Cells and Hydrogen Joint
Undertaking. Settembre 2015. (s.d.).
Fuelling Europe's future. How auto innovation leads to EU jobs.
Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with Ricardo-AEA,
Element Energy. 2013. (s.d.).
Hydro-gen: the energy transition in the making! Pierre-Etienne
Franc, Pascal Mateo. Manifesto. 2015. . (s.d.).
Indagine conoscitiva sui prezzi finali dell'energia elettrica e del
gas naturale. Memoria per l'audizione presso la 10° Commissione
Industria, Commercio e Turismo del Senato della Repubblica. AEEG.
Aprile 2015. (s.d.).
Le politiche dell'Unione europea: Trasporti. Commissione Europea.
Novembre 2014. (s.d.).
LIBRO BIANCO, Tabella di marcia verso uno spazio unico europeo dei
trasporti - Per una politica dei
trasporti competitiva e sostenibile. Commissione Europea. Marzo
2011 . (s.d.). Mal'ARIA di citta' 2016. Legambiente. Gennaio 2016.
(s.d.).
Mercato dei carburanti in Italia. Ministero dello Sviluppo
Economico. (s.d.).
Newsletter del GME n.78 Gennaio 2015. (s.d.).
Regolamento (UE) N. 1291/2013 del Parlamento europeo e del
Consiglio che istituisce il programma quadro di ricerca e innovazione
(2014-2020) - Orizzonte 2020. Commissione europea.
Dicembre 2013. (s.d.).
Relazione finale del gruppo ad alto livello CARS 21. Commissione
europea. 6 giugno 2012. (s.d.).
Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells. IEA. Giugno 2015.
(s.d.).
Quadro strategico nazionale
Sezione C: fornitura di gas naturale per il trasporto e per altri usi
Prima sottosezione: fornitura di gas naturale
liquefatto (GNL) per la navigazione marittima e
interna, per il trasporto stradale e per altri usi
INDICE
LISTA DELLE TABELLE
LISTA DELLE FIGURE
1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
2 LO STATO TECNOLOGICO
2.1 DEFINIZIONE, CARATTERISTICHE
3 GLI SCENARI INTERNAZIONALI
3.1 MERCATO DEL GNL
3.2 IL MERCATO INTERNAZIONALE DEL GNL
3.3 APPROVVIGIONAMENTO E STOCCAGGIO DEL GNL
3.3.1 Principali esperienze nei Paesi che utilizzano il GNL nel
trasporto marittimo e terrestre
3.4 UTILIZZO TERMINALI DI RIGASSIFICAZIONE ANCHE PER LO SSLNG
4 LO SCENARIO ITALIANO
5 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO
5.1 CRITERI PER L'INDIVIDUAZIONE DI UNA IPOTESI DI RETE DI
DISTRIBUZIONE DI GNL SULLA BASE DEGLI ATTUALI SCENARI LOGISTICI DEGLI
ALTRI PRODOTTI ENERGETICI
5.2 CONSIDERAZIONI SULL'INFRASTRUTTURA NECESSARIA: MERCATO
POTENZIALE
5.3 IPOTESI DI SVILUPPO DELL'INFRASTRUTTURA
5.4 PUNTI CRITICI LEGATI ALL'INFRASTRUTTURA
5.5 RETE DI RIFORNIMENTO DEL GNL PER USO AUTOTRAZIONE
5.6 IMPIANTI DI STOCCAGGIO DI PICCOLE DIMENSIONI PER AUTOTRAZIONE,
RETI LOCALI, TRASPORTO FERROVIARIO
5.7 UTILIZZO DEL GNL NEL TRASPORTO STRADALE PESANTE: AUTOCARRI E
AUTOBUS
5.8 UTILIZZO DEL GAS NATURALE LIQUEFATTO (GNL) COME COMBUSTIBILE
MARINO
5.9 PROGETTO COSTA
5.10 CONFIGURAZIONE DI UNA RETE DI DISTRIBUZIONE DEL GNL NEL
SETTORE MARITTIMO E PORTUALE
5.10.1 Premessa
5.10.2 Linee guida per lo sviluppo della rete nazionale GNL
5.10.3 Tipologia di traffico 5.10.4 Eta' della nave
5.10.5 Area di traffico
5.10.6 Proposte di reti nazionali
5.10.7 Stima della domanda di GNL per il trasporto navale
5.10.8 Ricadute economiche sulla cantieristica navale
5.11 SICUREZZA DELLO STOCCAGGIO E DISTRIBUZIONE
5.11.1 Quadro di riferimento tecnico normativo
5.11.2 Fenomeni fisici associabili al GNL
5.12 FORMAZIONE, INFORMAZIONE, ADDESTRAMENTO DEL PERSONALE ADIBITO
AL GNL
5.13 ACCETTABILITA' SOCIALE DELLE INFRASTRUTTURE ENERGETICHE
5.14 RUOLO DEGLI STRUMENTI DI INFORMAZIONE E PARTECIPAZIONE
5.15 SITO WEB NAZIONALE PER L'INFORMAZIONE SULLA FILIERA DEL GNL
5.16 ESAME DELLA CONTRATTUALISTICA ESISTENTE IN ALTRI PAESI
5.17 IMPIANTI DI LIQUEFAZIONE DI TAGLIA RIDOTTA
5.18 UTILIZZO DEL GNL NELLA REGIONE SARDEGNA
5.19 PREVISIONI DI MERCATO PER SMALL SCALE LNG AL 2020, 2025 E 2030
6 LE PROSPETTIVE PER LA SOCIETA'
6.1 MERCATO POTENZIALE DEL GNL E RELATIVI IMPATTI
6.2 RISULTATI
6.3 BENEFICI AMBIENTALI
7 ALTRI USI INDUSTRIALI
7.1 QUADRO DELLA DOMANDA ENERGETICA DEI MERCATI OFF-GRID E
POTENZIALE DI PENETRAZIONE DEL GNL
7.2 PREVISIONI DI PENETRAZIONE DEL GNL OFF-GRID
8 INTEROPERABILITA' A LIVELLO EUROPEO
9 DEFINIZIONI
LISTA DELLE TABELLE
Tabella No.
Tabella 1: Numero di installazioni Small Scale LNG (escluse le
autobotti) in Europa
Tabella 2: Top 10 Paesi europei per numero di installazioni
(escluse autobotti e impianti satelliti)
Tabella 3: Flussi import-export via GNL nei paesi UE27, 2011
(mld/mc/a), Cassa Depositi Prestiti - Studio di settore n. 03 - Marzo
2013 - Gas naturale (Fonte BP, 2012)
Tabella 4: Dati provenienti dal progetto COSTA
Tabella 5: Caratteristiche di infiammabilita' (Norma CEI-EN
61779-1)
Tabella 6: Composizione del parco ≥18 ton - scenario 2025
Tabella 7: Composizione del parco ≥18 ton - scenario 2025
Tabella 8: Iniziative UE per la sperimentazione e la diffusione del
GNL per il trasporto
LISTA DELLE FIGURE
Figura No.
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei
in benzina e diesel nel 2012. Fonte:
EUROSTAT
Figura 2: Servizi SSLNG
Figura 3: Localizzazione Porti ed Interporti
Figura 4: Schema delle Aree di Adduzione
Figura 5: Schemi movimentazione
Figura 6: Individuazione del mercato potenziale - Principali
risultati
Figura 7: Schema Benefici Viaggio Genova-Roma
1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
Nel settore dei trasporti, sostenere l'innovazione e l'efficienza,
frenare la dipendenza dalle importazioni di petrolio e guidare il
passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta una
via da seguire per raggiungere gli obiettivi chiave europei:
stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e mitigare i
cambiamenti climatici. In particolare l'Italia presenta un livello di
dipendenza energetica tra i piu' elevati a livello europeo, 76.9% al
2013. Nel 2012, l'import di petrolio grezzo e' stato pari a 68.81
milioni di tonnellate e la spesa per benzina e diesel e' stata pari a
24.63 miliardi di euro (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) (Figura 1).
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei in
benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT
Occorre quindi porsi obiettivi di riduzione dei consumi energetici
da combustibili fossili, di riduzione delle emissioni di anidride
carbonica e di miglioramento della qualita' dell'aria anche tramite
l'utilizzo del Gas Naturale Liquefatto (GNL).
2 LO STATO TECNOLOGICO
2.1 DEFINIZIONE, CARATTERISTICHE
Il Gas Naturale Liquefatto (GNL) e' una miscela di idrocarburi,
costituito prevalentemente da metano; altri componenti solitamente
presenti sono l'etano, il propano e il butano. Tutti gli idrocarburi
piu' complessi, i composti dello zolfo e il biossido di carbonio,
vengono rimossi durante la produzione.
Il GNL e' ottenuto infatti, per liquefazione del Gas Naturale (GN),
quest'ultimo e' una miscela complessa di idrocarburi, composta
principalmente da metano, ma che generalmente include, in quantita'
sensibilmente minori, etano, propano, idrocarburi superiori, acido
solfitrico e alcuni altri gas non combustibili come ad esempio azoto
e anidride carbonica.
Il GN destinato alla liquefazione viene purificato nei paesi
produttori dai gas acidi (CO2 e H2S) e dagli idrocarburi pesanti (C5+
e superiori), nonche' da una buona parte di etano, propano e butani
in quanto la loro presenza va fortemente limitata nel GNL, cosi' come
quella, tra gli altri, anche di acqua, mercurio e zolfo per ragioni
tecniche (es. corrosione, rischi di solidificazione durante il
raffreddamento).
Il gas naturale purificato viene quindi liquefatto a pressione
atmosferica mediante raffreddamento fino a circa -160°C per ottenere
il GNL che, occupando un volume circa 600 volte inferiore rispetto
allo stato gassoso di partenza, puo' essere piu' agevolmente stoccato
e trasportato; quindi, in linea di massima, il GN a sua volta
derivato dalla rigassificazione del GNL, e' piu' "leggero" e presenta
una quantita' inferiore di impurita' rispetto al corrispondente GN
prodotto dai giacimenti.
3 GLI SCENARI INTERNAZIONALI
3.1 MERCATO DEL GNL
A livello mondiale, nel 2014, il consumo di GNL e' stato di circa
239 milioni di tonnellate. L'Asia rimane il principale driver della
crescita dei consumi di GNL e, nell'ultimo decennio, ha visto
raddoppiare le proprie importazioni. Il mercato asiatico rappresenta
infatti il 75% della domanda mondiale di GNL. Giappone e Corea del
Sud sono i due maggiori importatori mondiali e coprono il 70% della
domanda asiatica di GNL. La Cina risulta oggi il terzo importatore e
consuma circa il 10% del GNL richiesto dall'Asia.
Il GNL e' stato prevalentemente utilizzato per la produzione di
energia elettrica, per l'industria e per l'uso di clienti
residenziali che non hanno accesso ad una rete di distribuzione.
L'uso del GNL come combustibile per il trasporto si sta ampliando
significativamente negli ultimi anni, ma i volumi sono ancora
relativamente piccoli. La maggior parte del combustibile viene
utilizzato da veicoli pesanti o da auto alimentate a gas naturale
compresso (GNC) ma si stanno diffondendo anche unita' navali da
carico e passeggeri, particolarmente in Scandinavia.
Una crescente sostituzione del diesel con il GNL e' gia' realta' in
paesi come l'Australia o gli Stati Uniti e l'utilizzo del GNL per
alimentare locomotive e' in fase di sperimentazione in Canada e negli
Stati Uniti.
3.2 IL MERCATO INTERNAZIONALE DEL GNL
La capacita' di rigassificazione di GNL oggi esistente a livello
mondiale e' pari a circa 1.000 miliardi di metri cubi. Piu' del 50%
di questa e' concentrata in Asia. Da notare inoltre che, per molti
degli impianti di rigassificazione americani esistenti sono previsti
progetti di conversione a terminali di liquefazione, come conseguenza
dello sviluppo dello shale gas.
La capacita' nominale di liquefazione nel 2014 risultava pari a 298
milioni di tonnellate di GNL di cui il 63% in Medio Oriente e Africa.
Ad oggi risultano in costruzione impianti per circa 128 milioni di
tonnellate/anno di capacita' addizionale, di cui il 45% e il 34%
concentrati rispettivamente in Australia e negli Stati Uniti. Secondo
quanto comunicato dagli operatori, tutti i progetti in costruzione
dovrebbero entrare in esercizio entro il 2020 portando cosi' la
capacita' di liquefazione complessiva a circa 425 Milioni di
tonn/anno. Inoltre, altri progetti di liquefazione sono oggi in
costruzione in Indonesia, Malesia, Colombia e Russia per un totale di
26,5 milioni di tonnellate/anno.
3.3 APPROVVIGIONAMENTO E STOCCAGGIO DEL GNL
3.3.1 Principali esperienze nei Paesi che utilizzano il GNL nel
trasporto marittimo e terrestre
Lo "Small Scale LNG" (o SSLNG) si definisce come la modalita'
attraverso la quale il GNL viene gestito in piccole/medie quantita'
direttamente in forma liquida. In tale ambito i servizi relativi allo
SSLNG includono diversi segmenti di una filiera che coinvolge vari
soggetti/operatori.
Con riferimento alla Figura 2, i servizi di tipo "Small Scale LNG",
gia' in essere o in fase di studio, possono essere forniti mediante
le seguenti infrastrutture (o installazioni):
1. Terminali di rigassificazione, che offrono prevalentemente i
seguenti servizi:
• Re-loading ovvero trasferimento di GNL dai serbatoi del terminale
a navi metaniere;
• Ship to ship transfer (Allibo) ovvero trasferimento diretto di
GNL da una nave ad un'altra;
• Caricamento di GNL su navi bunker (bettoline/shuttle);
• Caricamento di GNL su autobotti (o ISO-container);
• Caricamento di GNL su vagoni-cisterna ferroviari.
2. Navi bunker (bettoline/shuttle), che a loro volta riforniscono
navi alimentate a GNL (bunkeraggio) o stoccaggi locali costieri.
3. Mini impianti di liquefazione per la trasformazione in GNL del
gas naturale proveniente dalla rete, utilizzati per rifornire
autobotti (o ISO container) e/o bettoline/navi shuttle per impianti
costieri.
4. Autobotti (o ISO-container), che a loro volta riforniscono navi
alimentate a GNL (bunkeraggio) o stoccaggi locali.
5. Stoccaggi locali, riforniti da autobotti (o ISO-container) e/o
bettoline/shuttle (se stoccaggi costieri) e utilizzati per:
a) caricamento di autobotti (o ISO-container) e/o di bettoline;
b) impianti di rifornimento costieri per navi alimentate a GNL
(bunkeraggio);
c) impianti di rifornimento di autoveicoli alimentati a GNL o a
CNG;
d) depositi satellite di stoccaggio per usi industriali o civili.
Parte di provvedimento in formato grafico
Figura 2: Servizi SSLNG
In relazione al contesto di riferimento, la filiera dello SSLNG si
e' particolarmente sviluppata in Spagna, Norvegia, Regno Unito e
Olanda, ove si registra il piu' alto numero di impianti.
La Tabella 1 e la Tabella 2 riportano i risultati di uno studio
sullo stato dell'arte dei servizi SSLNG in Europa e di alcuni
approfondimenti su Spagna, Norvegia, Regno Unito e Olanda.
I dati, qui riportati sono aggiornati al 2014. (Fonte: database GIE
Gas Infrastructure Europe).
Tabella 1: Numero di installazioni Small Scale LNG (escluse le
autobotti) in Europa
Parte di provvedimento in formato grafico
Tabella 2: Top 10 Paesi europei per numero di installazioni (escluse
autobotti e impianti satelliti)
Parte di provvedimento in formato grafico
Gli aggiornamenti sono contenuti nel database GIE:
http://www.gie.eu/index.php/mapsdata/gle-sslng-map.
L'esperienza dei paesi che gia' utilizzano GNL come combustibile,
pur in un contesto normativo in fase di progressiva definizione,
dimostra che lo sviluppo dell'impiego del GNL e' possibile quando
sono gestiti gli aspetti riportati in elenco di seguito:
• disponibilita' delle norme tecniche applicabili alla costruzione
delle navi a gas;
• disponibilita' di chiare procedure autorizzative per la
costruzione e il funzionamento delle installazioni infrastrutturali
terrestri per il rifornimento (sia esso da terminale a nave, da
autocisterna a nave, da nave a nave);
• disponibilita' sul territorio di infrastrutture di stoccaggio di
GNL;
• scelta della tecnologia per applicazioni navali, terrestri e di
trasferimento del combustibile da terra a nave e da nave a nave e da
nave a terra che assicuri la sicurezza in tutte le fasi del processo,
dallo stoccaggio, al rifornimento, dallo stoccaggio a bordo
all'utilizzo finale;
• sostenibilita' finanziaria dei progetti e sostenibilita'
economico-sociale e ambientale del sistema GNL;
• accettazione sociale del GNL e delle relative infrastrutture.
In generale, dalle esperienze dei citati Paesi europei, si desume
che un ruolo fondamentale all'espansione dei servizi di tipo SSLNG
puo' derivare da opportune azioni di:
• semplificazione dei processi autorizzativi;
• agevolazione fiscale;
• incentivazione alla realizzazione di infrastrutture;
• nuove norme di regolazione e di sicurezza.
In particolare, si e' osservato come la politica fiscale
energetica, attualmente in discussione sia a livello europeo che a
livello nazionale, assumera' un ruolo determinante nello sviluppo
futuro del mercato del GNL, nell'ambito dei servizi Small Scale.
I servizi Small Scale LNG consentono l'utilizzo del gas naturale -
il combustibile "piu' pulito" in quanto a minor contenuto di zolfo e
con piu' basse emissioni di NOx e di CO2 - in zone dove la rete di
trasporto di gas non e' molto diffusa a causa di vincoli
tecnico-economici.
In particolare il rapido sviluppo dei servizi di tipo SSLNG si e'
avuto nei Paesi che per via di un forte interesse alle problematiche
ambientali hanno sostenuto attivamente politiche incentivanti ed iter
autorizzativi piu' snelli, coinvolgendo le realta' industriali
nazionali e le autorita' dei Paesi confinanti anche attraverso
progetti pilota che possono consentire il miglior apprezzamento delle
attivita' necessarie al pieno sviluppo della filiera.
Peraltro si evidenzia come tali servizi, nell'ambito della catena
del valore dello SSLNG, consentano anche un'innovazione nella
gestione dei terminali di rigassificazione, permettendone quindi un
utilizzo diversificato e maggiormente efficiente.
3.4 UTILIZZO TERMINALI DI RIGASSIFICAZIONE ANCHE PER LO SSLNG
L'opportunita' di utilizzare i serbatoi dei terminali di
rigassificazione, o in senso lato i terminali di rigassificazione,
per effettuare, insieme al servizio base, anche le attivita' di
stoccaggio e di rifornimento del GNL dipende fortemente dalla
tipologia di servizio che si vuole fornire e dalle caratteristiche
dei terminali stessi. I servizi addizionali alla tradizionale
attivita' di rigassificazione sono principalmente:
• Servizio di caricamento di GNL su navi bunker secondo la
definizione del Gas Infrastructure Europe (GIE), ovvero l'operazione
di caricamento di navi con il GNL stoccato nei serbatoi di un
terminale di rigassificazione: tali navi possono essere utilizzate
per fornire GNL ad altre navi (ovvero usate come bettoline) o a
serbatoi costieri di stoccaggio (usate dunque come navi shuttle).
• Servizio di reloading di navi metaniere, ovvero l'operazione con
la quale il GNL, precedentemente importato e stoccato nei serbatoi di
un terminale, viene ricaricato su navi metaniere (con capacita'
compresa tra 30.000 e 270.000 mc) per la riesportazione del prodotto,
allo scopo di cogliere eventuali opportunita' commerciali;
• Servizio di caricamento su autobotti (solo per terminali
onshore), ovvero l'operazione di caricamento di autocisterne o
ISO-container, utilizzati per il trasporto su strada, con il GNL
stoccato nei serbatoi di un terminale. Le autocisterne e gli
ISO-container a loro volta possono essere utilizzati per alimentare
impianti di rifornimento di autoveicoli alimentati a GNL o CNG,
impianti di stoccaggio locali o per altri tipi di utilizzi che
richiedano la fornitura del prodotto allo stato liquido (bunkeraggi,
usi industriali e civili, treni).
• Servizi aggiuntivi (solo per terminali onshore), ovvero servizi
che permettono la fornitura di GNL attraverso l'utilizzo di
infrastrutture realizzate nei pressi del terminale e a esso
direttamente collegate, quali il servizio caricamento di GNL su navi
bunker e/o caricamento di autocisterne mediante un serbatoio dedicato
collegato al terminale, o il servizio di caricamento per mezzi
destinati al trasporto di merci su gomma mediante una stazione di
rifornimento collegata direttamente al terminale.
Ad oggi, nessun terminale di rigassificazione italiano e' in grado
di fornire servizi di tipo Small Scale LNG (SSLNG), ma tutti gli
operatori stanno valutando la fattibilita' di modifiche
tecniche-operative in modo da offrire tali nuovi servizi, in coerenza
con l'attivita' di rigassificazione. L'adattamento di un terminale di
rigassificazione, per fornire anche lo stoccaggio e il rifornimento
di GNL per mezzi navali o terrestri, e' possibile prevedendo
determinate modifiche tecniche-impiantistiche, con annessi costi per
la realizzazione e gestione delle stesse.
Le fasi relative alla progettazione, realizzazione ed esercizio dei
servizi SSLNG ricadono nell'ambito della normativa/legislazione di
riferimento dei terminali di rigassificazione. In tale contesto
normativo l'iter autorizzativo per gli interventi di adeguamento
dell'impianto e' gia' definito, ma puo' sicuramente beneficiare di
una semplificazione/riduzione dei tempi soprattutto in un'ottica
time-to-market.
Gli aspetti commerciali di cui si deve tenere conto sono:
• la gestione della capacita' di stoccaggio del terminale;
• eventuali necessita' di modifica relative alla programmazione
degli approdi;
• la valutazione dei regolamenti portuali e la disponibilita' dei
servizi portuali;
• la modalita' di separazione dei costi relativi alle attivita' di
rigassificazione di tipo regolato rispetto a quelle di SSLNG di tipo
libero.
Tali servizi, essendo finalizzati all'uso del GNL come combustibile
tal quale, senza rigassificazione e senza l'uso delle reti di
trasporto, esulano dalle attivita' di tipo regolato e vanno svolte in
regime di mercato, separato dalle attivita' regolate di
rigassificazione. Risulta pertanto necessaria la determinazione da
parte dell'Autorita' per l'energia elettrica, il gas e il sistema
idrico delle modalita' di separazione contabile e gestionale tra le
due attivita' al fine di garantire la piena rispondenza al dettato
normativo relativo all'attivita' di rigassificazione, ed evitare che
dai servizi SSLNG svolti in regime di mercato derivino nuovi o
maggiori oneri per le attivita' regolate.
4 LO SCENARIO ITALIANO
Dallo studio di settore "Il mercato del gas naturale in Italia: lo
sviluppo delle infrastrutture nel contesto europeo", elaborato nel
2013 dalla Cassa Depositi e Prestiti, emerge che, ad oggi,
l'industria del GNL presenta caratteristiche profondamente diverse
con 18 Paesi esportatori e 25 Paesi importatori e altri Paesi che si
apprestano a mettere a regime nuova capacita' di
liquefazione/rigassificazione. L'emergere di nuove tecnologie
consente di immettere sul mercato risorse che fino a pochi anni fa
era impossibile sviluppare.
All'incremento dei volumi scambiati e degli attori coinvolti e'
corrisposto un moltiplicarsi delle rotte percorse, con oltre 350 navi
gasiere attive su direttrici transoceaniche.
Contemporaneamente, la componente "spot" dell'approvvigionamento ha
acquisito un peso piu' rilevante raggiungendo il 30% dei volumi
scambiati nel 2014 (era il 4% nel 1990) ed e' aumentata la
competitivita' tra operatori alternativi sia dal lato dell'offerta,
sia da quello della domanda.
Nella Tabella 5 dello studio di settore della Cassa Depositi e
Prestiti, vengono riportati i seguenti flussi import-export via GNL
nei Paesi UE 27, 2011 (mld/mc/a).
Da un punto di vista infrastrutturale, dallo Studio emerge che, con
riferimento ai progetti per il potenziamento della rete di terminali
di rigassificazione, sebbene il GNL in Europa soffra l'elevato grado
di competitivita' del gas trasportato tramite gasdotto, nell'ottica
di diversificazione delle fonti d'approvvigionamento e di
sfruttamento della componente spot del mercato, si stima che la
capacita' di rigassificazione possa superare i 220 mld/mc/a nel 2020,
con un tasso di incremento medio annuo pari al 2,9%.
Il caso della Norvegia, che per prima ha realizzato e utilizzato
traghetti a GNL gia' dall'inizio degli anni duemila, conferma quanto
sopra: tutti i punti elencati sono stati a suo tempo risolti
permettendo uno sviluppo a livello nazionale di una flotta di
numerose unita' che impiegano GNL come combustibile.
Anche il "North European LNG Infrastructure Project" del marzo 2012
della Danish Maritime Authority, co-finanziato dalla Comunita'
Europea, fornisce, tra le altre, raccomandazioni relative alle
soluzioni piu' opportune per il rifornimento, agli aspetti economico
finanziari, all'aspetto della sicurezza delle installazioni in
condizioni di normale esercizio e di emergenza conseguente ad
incidente, agli aspetti tecnici e operativi, ai processi
autorizzativi e alla comunicazione durante i processi di
consultazione delle varie parti coinvolte.
Nello studio viene analizzata, in particolare, la catena della
fornitura del GNL, dai grandi terminali di importazione di GNL e/o
impianti di liquefazione di GNL evidenziando le criticita' connesse
alla realizzazione di tali infrastrutture, le soluzioni per risolvere
le varie problematiche e le realta' coinvolte (strutture portuali,
armatori, etc.).
Tabella 3: Flussi import-export via GNL nei paesi UE27, 2011
(mld/mc/a), Cassa Depositi Prestiti - Studio di settore n. 03 - Marzo
2013 - Gas naturale (Fonte BP, 2012)
Parte di provvedimento in formato grafico
Secondo il "North European GNL Infrastructure Project", dovrebbe
essere realizzato un certo numero di terminali di piccole dimensioni
in Danimarca, Norvegia, Svezia e Finlandia per l'anno 2020. Inoltre,
ci sono piani per investimenti in strutture di piccole dimensioni,
come punti di rifornimento GNL (banchine per bunkeraggio) in
Germania, Belgio e Paesi Bassi che andra' ad integrare i terminali di
stoccaggio di GNL esistenti.
Infatti, dal punto di vista delle infrastrutture di GNL nel Nord
Europa, a fronte di terminali esistenti in Norvegia per il
bunkeraggio di GNL (Fredrickstad 6.500 m3, Halhjem 1.000 m3, Agotnes
CCB 500 m3, Floro 500 m3, numerosi sono i progetti di terminali di
bunkeraggio di GNL pianificati o in via di realizzazione nel mare del
Nord e nel Baltico: Antwerp (Belgio), Rotterdam (Olanda), Brunsbüttel
(Germania), Goteborg e Stockholm (Svezia), Turku e Porvoo
(Finlandia), Klaipeda (Lituania) e Swinoujscie (Polonia).
Sempre da quanto riportato nei documenti del "North European GNL
Infrastructure Project" emerge inoltre che, al fine di selezionare la
migliore soluzione per ogni singolo porto, si deve tener conto di una
serie di parametri tra cui:
• volumi di bunkeraggio GNL;
• barriere fisiche presenti nel porto;
• aspetti logistici;
• tipologia di imbarcazioni;
• costi di investimento e di esercizio;
• sicurezza;
• normative tecniche e operative;
• questioni ambientali e normative.
Questi parametri devono essere presi tutti in considerazione anche
se i volumi di bunkeraggio sono spesso il fattore determinante.
La domanda mondiale di GNL e' stimata di circa 4,2 milioni di
tonnellate nel 2020 e 7 milioni di tonnellate nel 2030: dall'analisi
degli scenari di sviluppo della domanda, si puo' concludere che una
gran parte della domanda derivera' dal trasporto marittimo di linea
nelle diverse aree.
Dal punto di vista dei costi del sistema logistico-infrastrutturale
di fornitura del GNL alle navi, sulla base di una stima basata
sull'analisi di tre casi studio, il costo medio della supply chain e'
stato stimato a 170 €/tonn GNL. Lo studio, inoltre, ha esaminato la
struttura del prezzo del GNL come combustibile rispetto all'olio
combustibile pesante (HFO) ed al gasolio marino (MGO) tenendo conto
dei seguenti aspetti:
• prezzo del carburante nei principali hub europei di importazione;
• costi delle infrastrutture:
• costi di stoccaggio;
• costo della distribuzione (hubs - strutture portuali - utenti
finali).
La distribuzione di GNL in Italia rappresenta un'attivita'
strategica per il raggiungimento degli obbiettivi di
decarbonizzazione e per la riduzione delle emissioni di sostanze
pericolose per l'ambiente e per la salute dei cittadini; il
raggiungimento di una distribuzione efficiente ed efficace passa
necessariamente dalla realizzazione di infrastrutture, opportunamente
dislocate sul territorio nazionale, capaci di rendere disponibile il
caricamento delle autobotti con il prodotto in forma liquida.
La Commissione europea ha svolto nel 2015 una consultazione per lo
sviluppo di una strategia al fine di esplorare il pieno potenziale
del GNL e dello stoccaggio di gas nel medio e lungo termine. La
ragione del focus su gas liquefatto e stoccaggio, e' che essi
contribuiscono ad aumentare la sicurezza e la concorrenzialita' delle
forniture di energia europee, in particolare attraverso la
diversificazione delle fonti. Il GNL secondo la Commissione Europea
contribuisce ad abbassare i prezzi dell'energia aumentando la
concorrenza sui mercati Ue. Un ruolo importante e necessario quindi,
quello del GNL, nel processo di decarbonizzazione dell'economia
dell'Unione Europea.
Anche il Giappone ha elaborato una strategia per lo sviluppo
dell'uso del GNL che e' stata presentata durante i lavori del G7
dell'energia nell'aprile del 2016. Uno studio approfondito con
analisi storiche e tendenziali dell'uso di questa commodity in
Giappone e nel mondo che testimonia la grande attenzione che vi e' a
livello globale su questi temi. Un dato importante e' la previsione
di crescita del 40% dell'uso del GNL a livello mondiale (in
particolare in Asia) che dovrebbe passare da 250 milioni di
tonnellate del 2014 a 350 nel 2020. Tre sono gli elementi individuati
per favorirne lo sviluppo:
• accrescerne la commerciabilita' attraverso la riduzione della
taglia delle navi cargo, l'aumento dei partecipanti al mercato e
l'eliminazione dei vincoli di destinazione geografica;
• sviluppo e accesso di terzi alle infrastrutture del GNL e alle
infrastrutture a valle;
• abbandono dei prezzi fissati a priori che invece dovrebbero
formarsi dinamicamente come risultato di incontro trasparente tra
domanda e offerta.
5 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO
5.1 CRITERI PER L'INDIVIDUAZIONE DI UNA IPOTESI DI RETE DI
DISTRIBUZIONE DI GNL SULLA BASE DEGLI ATTUALI SCENARI LOGISTICI DEGLI
ALTRI PRODOTTI ENERGETICI
Per tracciare scenari logistici di lungo termine in un'ottica di
distribuzione del prodotto GNL sul mercato nazionale per le varie
destinazioni d'uso occorre tener conto di:
• suddivisione del sistema distributivo tra "distribuzione
primaria" e "distribuzione secondaria";
• possibilita' di utilizzare, ed eventualmente riconvertire, le
infrastrutture esistenti per lo stoccaggio dei prodotti in questione,
per successivo scarico su navi o autobotti di GNL
• sviluppo della domanda per uso bunkering, per autotrazione o
altri usi;
• opportunita' di approvvigionamento di tale prodotto in zone non
metanizzate (quali ad esempio la Sardegna) mediante lo sviluppo di
sistemi di stoccaggio e di minirigassificazione del GNL presso il
punto di consumo o centri di distribuzione periferici.
La direttiva europea indica gli elementi principali che gli Stati
Membri devono considerare per la definizione di una rete di punti di
rifornimento per il GNL che includono, fra l'altro, i terminali, i
serbatoi e i containers mobili di GNL nonche' navi e chiatte
cisterna.
Per quanto riguarda la rete di rifornimento del GNL per uso
autotrazione, volendo attenersi ai requisiti minimi della direttiva
2014/94/UE, una rete di distribuzione di primo livello (cioe'
disposta lungo la rete TEN-T) dovrebbe contare almeno una decina di
impianti.
La scelta dei siti per la realizzazione di tali stazioni dipende
dalle decisioni imprenditoriali che saranno determinate da una serie
di fattori sia tecnici che economici.
La fattibilita' tecnica dovra' tenere conto di tutte le
prescrizioni della normativa tecnica e di prevenzione incendi vigente
oltre ad eventuali vincoli di carattere urbanistico, ambientale e/o
paesaggistico.
Una possibilita' di sviluppo della rete di rifornimento in
autostrada puo' essere costituita dallo svolgimento delle gare per le
concessioni di distribuzione carburanti in autostrada, con la
previsione di un riconoscimento qualitativo premiale per gli impianti
che si dotino anche del GNL.
Sotto il profilo tecnico, e' necessario completare quanto prima il
quadro tecnico-normativo, con particolare riferimento alla disciplina
di prevenzione incendi degli impianti stradali e degli impianti di
stoccaggio primari.
Un iter autorizzativo semplificato e un sistema di incentivazione
adeguato consentirebbero di agevolare gli investimenti nella rete di
distribuzione, ad esempio per la realizzazione delle aree adibite
alla distribuzione del GNL e per la diffusione dei mezzi alimentati a
GNL.
5.2 CONSIDERAZIONI SULL'INFRASTRUTTURA NECESSARIA: MERCATO
POTENZIALE
L'Unione Europea propugna l'uso di carburanti alternativi
(Direttiva DAFI), promuovendo in particolare l'uso del GNL nei
trasporti, per ridurre la dipendenza dall'olio e minimizzare gli
effetti negativi sull'ambiente (60% di riduzione delle emissioni di
GHG nel settore trasporti nel 2050 rispetto al 1990). I recenti
sviluppi tecnologici e il differenziale di prezzo tra greggio e gas
hanno aperto la strada a nuove possibilita' d'impiego per il GNL nel
trasporto stradale delle merci e per la propulsione navale; in queste
condizioni il GNL puo' divenire competitivo anche in nicchie di
mercato nel settore industriale e residenziale.
In Italia il mercato del GNL ha gia' posto le premesse per lo
sviluppo. Nel 2014, nell'area del Centro-Nord vi erano gia' operativi
8 distributori L-CNG cioe' impianti approvvigionati con LNG ed
erogatori CNG; 7 sono pubblici: Villafalletto (CN), Poirino (TO),
Tortona (AL), Mortara (VA), Varna (BZ), Calderara (BO), Roma. Vi e'
poi un distributore L-CNG privato, impiegato dalla flotta di bus di
Modena (SETA). Un nono distributore pubblico e il primo con erogatore
GNL (e L-CNG) e' stato inaugurato da ENI a Piacenza ad aprile 2014.
Nel 2015 e' stato aperto un secondo punto vendita con erogatore GNL
(e L-CNG) a Novi Ligure ed a maggio 2016 il terzo impianto a Castel
San Pietro terme (Bologna) con le stesse caratteristiche.
Inoltre la prima nave a GNL e' stata commissionata dalla Marina
Militare italiana e sono state realizzate anche le prime
installazioni GNL in siti industriali. Attualmente sono tutte
alimentate con carro cisterna criogenico dal terminale spagnolo di
Barcellona, Rotterdam (Olanda); Zeebrugge (Belgio) e Marsiglia
(Francia).
5.3 IPOTESI DI SVILUPPO DELL'INFRASTRUTTURA
Al 2030, se le condizioni riguardanti il quadro regolatorio e
quello fiscale saranno favorevoli, e' auspicabile la realizzazione
sul territorio nazionale di un'infrastruttura per la ricezione e
utilizzazione del GNL, con installazione di apparecchiature
sufficienti a coprire un volume globale di mercato di 3,2 Mton (4
Mtep). Un'ipotesi abbastanza verosimile potrebbe prevedere: 5
depositi costieri di GNL da 30.000 - 50.000 m3 ; 3 navi di cabotaggio
da 25.000 - 30.000 m3 ; 4 bettoline; circa 800 stazioni di servizio
GNL, anche con L-CNG.
5.4 PUNTI CRITICI LEGATI ALL'INFRASTRUTTURA
I principali fattori critici sono:
• esistenza di una normativa su terminali costieri di piccola e
media taglia;
• disponibilita' di aree ben collocate, in seno ad insediamenti
industriali;
• costi di realizzazione;
• propensione degli operatori industriali a investire in
infrastrutture SSLNG;
• fiducia nella permanenza dell'attuale assetto fiscale dei
carburanti gassosi;
• collocazione razionale dei distributori di GNL ed L-CNG;
• sinergie tra i diversi sistemi modali e operativi (es.
interporti: opzione ferro + gomma; opzione distributori
pubblici-privati);
• aumento dei modelli di veicoli offerti al mercato.
5.5 RETE DI RIFORNIMENTO DEL GNL PER USO AUTOTRAZIONE
Per quanto riguarda lo sviluppo della rete di rifornimento del GNL
per uso autotrazione, la nuova direttiva 2014/94/UE del 22 ottobre
2014 (DAFI) "sulla realizzazione di un'infrastruttura per i
combustibili alternativi", obbliga gli Stati membri ad assicurare
che, entro il 31 dicembre 2025, sia realizzato un numero adeguato di
punti di rifornimento per il GNL accessibili al pubblico almeno lungo
la rete centrale TEN-T. Al fine di definire il suddetto numero di
punti di rifornimento su strada, la direttiva suggerisce di tener
conto dell'autonomia minima dei veicoli pesanti alimentati a GNL,
indicando, a titolo esemplificativo, una distanza media di 400 km. Si
osserva che la rete TEN-T di primo livello interessa l'intero
territorio nazionale con una piu' alta concentrazione nel nord del
Paese.
In Italia, la rete centrale TEN-T conta circa 3.300 km di strada
complessivi, divisi in 3 principali corridoi:
• Asse Palermo-Napoli-Roma-Bologna-Modena-Milano-Verona-Brennero
• Asse Genova-Milano-Chiasso e Genova Voltri-Alessandria-Gravellona
Toce
• Asse Frejus-Torino-Milano-Bergamo-Verona-Padova-Venezia-Trieste
Pertanto, in una ipotesi estremamente semplificata, volendo
rispettare la distanza media dei 400 km, cosi' come raccomandato
dalla direttiva DAFI, un numero adeguato di punti vendita,
costituenti una rete di distribuzione di primo livello, dovrebbe
essere non inferiore a 10.
Si osserva, tuttavia, che per assicurare un livello di servizio
superiore a quello minimo, tarato esclusivamente sull'autonomia dei
mezzi, sarebbe necessaria una rete di distribuzione piu' fitta -
perfino sulla stessa viabilita' stradale - con un numero almeno
doppio di punti vendita rispetto a quello sopra indicato.
Per quanto riguarda la scelta dei siti per la realizzazione di tali
stazioni, non e' possibile fare una previsione puntuale perche' le
decisioni imprenditoriali dipenderanno da una serie di fattori sia
tecnici che economici. La fattibilita' tecnica di ogni singolo
impianto dipendera' in buona parte dal rispetto delle prescrizioni di
prevenzione incendi, dalla disponibilita' di aree adeguate e dal
rispetto dei vincoli paesaggistici. Il rispetto delle distanze di
sicurezza e delle prescrizioni di tipo urbanistico, oggi contenute in
tutte le norme di prevenzione incendi riguardanti i gas naturale per
autotrazione, potrebbero essere determinanti nella scelta dei siti di
installazione.
Relativamente alle analisi di tipo economico, si puo' solo
prevedere che saranno sicuramente privilegiate le posizioni che
intercettano flussi di traffico gia' consolidati per il trasporto
pesante di merci, nonche' stazioni stradali ed autostradali gia'
esistenti presso le quali sia tecnicamente possibile ed
economicamente conveniente aggiungere un impianto di distribuzione di
GNL.
Si osserva inoltre che la redditivita' degli impianti e'
attualmente molto ridotta per l'assenza sul territorio nazionale di
una base di approvvigionamento (cioe' un punto di carico per
autocisterne criogeniche) e questo rappresenta un freno importante
allo sviluppo della rete di distribuzione stradale.
5.6 IMPIANTI DI STOCCAGGIO DI PICCOLE DIMENSIONI PER AUTOTRAZIONE,
RETI LOCALI, TRASPORTO FERROVIARIO
Analizzando i risultati di un questionario compilato da aziende
operanti sia nella progettazione-costruzione di impianti che nella
filiera energetica e' stato possibile avere una prima stima dei costi
(limitata alle sole opere tecnologiche e agli oneri professionali)
per la realizzazione di stoccaggi di piccole dimensioni quali:
• impianti a servizio di utenze civili (piccole reti canalizzate)
• impianti commerciali/industriali.
In particolare per tali impianti si evince che il costo (al netto
dell'IVA) per serbatoi di capacita' fra 30 e 50 ton varia da 270.000€
a 350.000€. A tale prezzo vanno aggiunti ulteriori componenti come,
ad esempio, i costi per opere edili, per interventi di messa in
sicurezza e/o per sistema antincendio, di valore complessivo pari a
circa 80.000 €.
5.7 UTILIZZO DEL GNL NEL TRASPORTO STRADALE PESANTE: AUTOCARRI E
AUTOBUS
L'utilizzo del GNL come combustibile alternativo al diesel si basa
sulla sua sostenibilita' economica e ambientale. La sostenibilita'
economica e' dovuta al suo minore costo a parita' di contenuto
energetico, che deve almeno compensare i maggiori costi legati alla
specifica tecnologia. Il prezzo di acquisto o di trasformazione di un
veicolo a GNL rispetto ad un equivalente veicolo diesel convenzionale
varia da 15.000 € a 60.000 €. Oltre al maggiore costo delle
componenti specifiche del motore e del sistema di alimentazione,
nell'ordine di 5.000÷30.000 €, il secondo costo piu' importante per
un veicolo a GNL e' il sistema di stoccaggio del combustibile.
L'uso di GNL aumenta l'autonomia rispetto al GNC mantenendo i
vantaggi in termini di emissioni ridotte rispetto al diesel. Lo stato
liquido consente, a parita' di volume, percorrenze circa 2,5 volte
quelle del GNC, e poco meno della meta' rispetto al gasolio.
La sostenibilita' economica dipende principalmente dalla
percorrenza annua chilometrica e dalla differenza di prezzo tra
gasolio e GNL. Una differenza di costo di 0,15 € tra il diesel
(€/litro) e il GNL (€/kg) rappresenta il punto di pareggio per il
trasportatore. I valori di risparmio tengono conto di tutti i
contributi negativi (costo di acquisto del mezzo, costi finanziari
associati, manutenzione, valore residuo).
5.8 UTILIZZO DEL GAS NATURALE LIQUEFATTO (GNL) COME COMBUSTIBILE
MARINO
La comunita' internazionale attraverso le singole Amministrazioni e
i canali di cooperazione sta esprimendo una crescente sensibilita'
per l'impatto delle attivita' umane sul sistema ambientale,
dimostrando interesse e incoraggiando il settore dei trasporti
marittimi verso l'utilizzo di gas naturale come fonte primaria di
energia per la propulsione e la produzione di energia elettrica a
bordo delle navi. Questa tendenza nell'ambito delle emissioni in aria
e' rafforzata dall'evoluzione della normativa internazionale,
comunitaria e nazionale.
L'International Maritime Organization (IMO), con l'Annesso VI della
Convenzione Internazionale MARPOL, di recente entrata in vigore e in
evoluzione tramite i suoi emendamenti, ha stabilito i criteri e i
requisiti per la prevenzione dell'inquinamento atmosferico provocato
dalle navi, per il controllo e la relativa riduzione delle emissioni
a livello globale ed all'interno di ben definite zone di mare,
Emission Control Areas (ECA).
L'utilizzo di gas naturale come combustibile e' uno dei modi che
l'industria marittima puo' adottare per soddisfare i limiti sempre
piu' restrittivi di emissioni in atmosfera con riferimento a sostanze
inquinanti, nocive e climalteranti, come gli ossidi di azoto (NOx),
di zolfo (SOx) e l'anidride carbonica (CO2) dovute all'utilizzo di
combustibili tradizionali nelle normali condizioni operative della
nave. Ci sono aspetti, tra cui quelli indicati di seguito, che
rendono il GNL, usato come combustibile marino, una delle soluzioni
tecnologiche piu' promettenti per l'industria marittima. Infatti,
l'impiego di GNL in alternativa ai combustibili tradizionali
consente:
• la riduzione quasi a zero delle emissioni di ossido di zolfo
(SOx)
• la riduzione delle emissioni di ossido di azoto (NOx) per il
rispetto dei limiti applicabili dal 2016 nelle zone "Nitrogen-oxides
Emission Control Areas" (NECA)
• la riduzione del 20-25% delle emissioni di CO2.
L'efficacia dell'impiego del GNL ai fini della riduzione
dell'immissione nell'atmosfera di gas serra dipende dal tipo di
motore e dalla gamma di possibili misure adottabili per ridurre il
rilascio indesiderato di metano, essendo esso stesso un gas serra.
5.9 PROGETTO COSTA
Il progetto COSTA (CO2 & other Ship Transport emissions Abatement
by LNG), proposto dal Ministero delle infrastrutture e dei trasporti
- Direzione Generale per il Trasporto Marittimo e per Vie d'Acqua
Interne, con il coordinamento tecnico del RINA e presentato
nell'ambito del bando delle Reti TEN-T del 2011, e' stato approvato
con Decisione della Commissione Europea C(2012) 7017 del 8.10.2012. I
Paesi coinvolti sono l'Italia, partner coordinatore del progetto, la
Grecia, il Portogallo e la Spagna. Il risultato piu' rilevante e' il
cosiddetto "LNG Masterplan" per le aree del Mediterraneo, del Mar
Nero e dell'Atlantico.
Il progetto fornisce interessanti indicazioni e raccomandazioni per
lo sviluppo del GNL come combustibile marino alternativo all'olio
combustibile attualmente in uso.
E' stata fatta un'analisi della possibile futura domanda di GNL,
della localizzazione geografica di tale domanda in ambito
Europeo-Mediterraneo, delle possibili soluzioni tecniche e logistiche
a supporto, a definizione di un piano europeo e della sostenibilita'
delle soluzioni analizzate. Dal lavoro di analisi sono emersi "gap"
normativi a livello internazionale e nazionale.
L'adozione dell'IGF Code (International Code of Safety for Ships
using Gases or other Low flashpoint Fuels) nel corso dello scorso
2015 ha colmato in parte tali "gap" e la pubblicazione di linee guida
complementari (ad esempio su rifornimento, stoccaggio e addestramento
del personale) contribuira' a ridurlo ulteriormente.
I "gap" normativi a livello nazionale dovranno essere affrontati
dagli stati membri entro il 2016, data alla quale dovranno comunicare
il proprio quadro nazionale previsto in accordo alla direttiva
2014/94/UE del Parlamento europeo e del Consiglio del 22 ottobre 2014
sulla realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili
alternativi. Il quadro normativo preso in considerazione dal progetto
COSTA prevede l'introduzione dei limiti di contenuto di zolfo nei
combustibili a 0,5% dal 2020 nelle acque europee e a livello mondiale
dal 2020 (o dal 2025) in funzione della decisione finale dell'IMO. Di
seguito e' riportata la sintesi dei limiti sui contenuti di zolfo nei
combustibili marini:
• 0,1% dal 2015 nelle aree "Sulphur Emission Control Areas" (SECA);
• 0,5% dal 2020 (o 2025) in tutto il mondo (su decisione IMO);
• 0,5% dal 2020 nei mari non SECA degli stati membri e comunque
0,1% nei porti europei;
• 0,1% dal 2018 nello Ionio e nell'Adriatico (se gli altri stati
membri che si affacciano su detti mari imporranno analoghi limiti)
• 0,1% dal 2020 nei mari italiani (se gli altri stati membri che si
affacciano su detti mari imporranno analoghi limiti).
Ulteriori raccomandazioni indicate dal progetto COSTA sono
indirizzate agli stati nazionali affinche' i rispettivi quadri
normativi risultino essere tali da supportare, attraverso incentivi
finanziari, regimi fiscali appropriati e piani di ricerca, lo
sviluppo di tecnologie e infrastrutture dedicate ai combustibili
alternativi. Il progetto COSTA raccomanda una cooperazione tra gli
stati membri tale da garantire una continuita' di approccio e
standard comuni per la valutazione delle infrastrutture di
rifornimento, in termini di tipo, dimensioni, costi e ritorni sugli
investimenti, sulla base di metodi di riferimento concordati e
accettati, senza dimenticare la necessita' di considerare America,
Nord Africa e Medio Oriente nello sviluppo di standard sempre piu'
internazionali e globali. Inoltre, nello sviluppo di un piano
strategico per la diffusione del GNL, il progetto COSTA ricorda
l'importanza di supportare il trasporto marittimo, mantenendo o
incrementando la quantita' di merce trasportata via mare, di evitare
la formazione di corridoi specifici, colli di bottiglia o situazioni
di distorsione del mercato, di promuovere la tecnologia europea
nell'ambito della cantieristica navale sia per le nuove costruzioni
che per l'adeguamento del naviglio esistente. Il progetto COSTA
evidenzia l'importanza del fattore umano, raccomandando lo sviluppo
di quanto necessario per assicurare addestramento e formazione del
personale chiamato ad operare con GNL sia a bordo che a terra, e del
personale coinvolto nella manutenzione di impianti, componenti e
motori. Infine contiene le raccomandazioni relative
all'accettabilita' sociale del nuovo combustibile che implica la
trasparenza della comunicazione e la riduzione delle incertezze.
5.10 CONFIGURAZIONE DI UNA RETE DI DISTRIBUZIONE DEL GNL NEL
SETTORE MARITTIMO E PORTUALE
5.10.1 Premessa
Le Autorita' Portuali, nella loro veste di soggetti pubblici cui e'
affidata la gestione dei porti internazionali e nazionali di maggiore
importanza in Italia, devono esprimere attenzione all'evolversi dei
percorsi normativi legati alla futura applicazione della normativa
MARPOL ANNEX VI e della Direttiva 2014/94/UE, soprattutto al fine di
poter valutare per tempo le potenziali conseguenze, le ricadute,
l'impatto sul settore portuale nonche' le possibilita' di sviluppo
offerte, che deriveranno dall'applicazione di queste importanti
novita' regolamentari.
E' una sfida per le Autorita' Portuali, che dovranno ottimizzare
l'utilizzo di tutti gli strumenti a loro disposizione sia per dotare
il proprio ambito di competenza di infrastrutture adeguate a favorire
lo sviluppo dell'intera filiera legata al GNL, in termini di
approvvigionamento, stoccaggio, distribuzione primaria e secondaria,
sia per supportare il settore portuale e logistico e le imprese che
in esso operano.
5.10.2 Linee guida per lo sviluppo della rete nazionale GNL
La scelta dell'ubicazione delle stazioni di rifornimento fisse e di
dove prevedere la possibilita' di rifornimento con navi capaci di
rifornire di GNL altre unita' navali (nel seguito "bettoline") e/o
autobotti e' determinante per il futuro utilizzo del GNL e presuppone
un'analisi accurata della domanda marittima. Assumendo che tutte le
variabili esogene per l'utilizzo del GNL siano soddisfatte
(iscrivibilita' nei registri nazionali delle navi, ingresso nei porti
nazionali di navi alimentate a GNL, possibilita' di effettuare
bunkeraggio, ecc.) o favorevoli (differenziale di prezzo rispetto ai
combustibili tradizionali, presenza di incentivi, ecc.) e' possibile
analizzare quali fattori piu' strettamente legati all'elemento nave
possano indirizzare la scelta verso la propulsione a GNL e
conseguentemente definire con maggiore attendibilita' i possibili
scenari di evoluzione della domanda di questo tipo di combustibile.
5.10.3 Tipologia di traffico
I servizi di linea, soprattutto quelli point-to-point nei quali una
nave scala a brevi intervalli il medesimo porto, sono avvantaggiati
nell'utilizzo del GNL sempreche' in almeno uno dei porti scalati
questo sia disponibile. Anche la distanza tra i due porti influisce
sulla preferenza del GNL perche' incide sull'autonomia della nave e
sulle scelte di dimensionamento dei serbatoi da installare a bordo.
Per lo stesso motivo risultano avvantaggiati anche i servizi svolti
in ambito portuale (rimorchio e bunkeraggio in primis), sebbene
probabilmente in misura ridotta, considerato che il loro utilizzo
avviene di solito in modo meno continuativo.
I servizi di feeder contenitori, pur presentando le caratteristiche
di un servizio di linea, possono presentare lo svantaggio legato ad
un piu' alto grado di intercambiabilita' delle navi impiegate in un
determinato servizio. Le navi da carico, impiegate sui mercati a
tempo o a viaggio, sono meno favorite considerata l'assoluta
incertezza dei porti scalati, la impossibilita' di pianificare le
operazioni di bunkeraggio e le lunghe percorrenze.
5.10.4 Eta' della nave
In linea generale maggiore e' l'eta' della nave piu' puo' essere
preferibile la sua sostituzione rispetto ad operazioni di adeguamento
alle nuove normative. Tale adeguamento puo' risultare peraltro poco
conveniente, e/o tecnicamente difficile, in particolare nel caso di
adeguamento delle motorizzazioni all'impiego del GNL.
5.10.5 Area di traffico
Anche l'area di traffico puo' contribuire a indirizzare o meno
verso l'utilizzo del GNL. Una possibile discriminante puo' essere
legata alla maggiore sensibilita' sociale verso i livelli di
emissioni nel caso, ad esempio, di porti o collegamenti prossimi ad
aree densamente popolate o gia' sottoposte a livelli elevati di
inquinamento da altre fonti (traffico stradale, industrie, ecc.).
Un ulteriore fattore legato all'area geografica e' relativo ai
traffici con paesi le cui norme in materia di GNL possono differire
da quelle europee. Nei traffici di short sea shipping, e in
particolare in quelli mediterranei, la flotta italiana riveste un
ruolo di primo piano e la presenza di differenti quadri regolatori
puo' avere un forte impatto sulla competitivita' dei vettori.
Quello che a priori e' inoltre gia' ipotizzabile, e' che la domanda
di GNL per uso marittimo evolvera' secondo due diversi scenari: uno
di breve periodo ed uno di periodo medio-lungo. In queste due fasi le
domande da soddisfare saranno probabilmente diverse non soltanto per
volumi ma anche per le soluzioni tecniche e logistiche impiegabili.
La rete nazionale di distribuzione del gas naturale in Italia e'
capillare e non trova uguali in Europa, il che incidera' anche sulle
dinamiche dei prezzi del GNL.
Nella prima fase, di breve periodo (fino al 2020), si puo'
ipotizzare che la domanda di GNL sara' piuttosto limitata sia sotto
il profilo quantitativo che sotto quello geografico, essendo legata a
tipologie di traffico e iniziative armatoriali circoscritte. In
questo senso, e tenuto conto delle considerazioni di cui sopra, in
relazione ai diversi fattori che influenzano la scelta del
combustibile, tale domanda potrebbe interessare i servizi di linea
passeggeri costieri nazionali, nazionali ed internazionali brevi
(viste le gia' vigenti limitazioni sui tenori di zolfo contenuti nei
combustibili tradizionali) e i servizi portuali. In tale prima fase,
(fino al 2020) si puo' ipotizzare che la maggiore domanda si
collochera' in aree a forte traffico passeggeri con breve percorrenza
e con rotte e scali definiti (essendo la quantita' di combustibile
necessaria ridotta e il punto di rifornimento facilmente
individuabile). In tale fase, si puo' ipotizzare l'ottimizzazione
della collocazione dei punti di rifornimento di GNL con criteri e
modalita' che li rendano idonei a servire anche il traffico pesante
su gomma che transita per lo scalo marittimo o nelle sue vicinanze.
Nella seconda fase, di medio-lungo periodo (dal 2020 in poi), e'
probabile che lo scenario sopra descritto si modifichi, anche se non
totalmente, a seguito di dinamiche non piu' legate alla sola domanda
nazionale e ad uno specifico tipo di navigazione. Ad esempio,
potrebbero avere interesse al GNL le navi passeggeri e porta
contenitori che operano regolarmente su tratte definite.
Da queste considerazioni scaturisce l'esigenza di prevedere,
quantomeno in ambito marittimo-portuale, la predisposizione di
procedure semplificate e rapide, nel pieno rispetto della sicurezza e
dell'ambiente, per l'approvazione e la realizzazione di impianti di
piccole dimensioni (che consentano l'avvio di buone pratiche,
analogamente a quanto avvenuto negli anni passati in Nord Europa) e
per l'approvazione degli adeguamenti delle infrastrutture esistenti
(ad es. terminali di rigassificazione off-shore).
5.10.6 Proposte di reti nazionali
La rete di distribuzione del GNL nei porti deve necessariamente
comprendere sia porti appartenenti alla rete centrale della TEN-T,
sia porti esterni. Cio' al fine di rendere piu' omogenea la
distribuzione sulle coste nazionali.
Sulla base di quanto ipotizzato al punto 5.10.5 e considerata
l'impossibilita' di munire ogni porto di un punto di rifornimento di
grandi dimensioni, assume rilevanza la configurazione di una rete che
tenga conto delle varie soluzioni intermodali di rifornimento delle
navi, vale a dire "nave-nave", "terra-nave", "camion-nave" e imbarco
sbarco di serbatoi mobili (portable tanks), senza tralasciare la
mutua utilita' e necessita' della rete in questione nei confronti del
settore dei trasporti terrestri.
Questo fa si' che sia necessario individuare una specifica area di
azione attraverso la creazione di reti di dimensioni geografiche
ridotte, che tengano conto della geomorfologia e dei flussi economici
tipici del nostro paese. Tali reti, dotate di soluzioni basate su
standard comuni, devono concorrere alla formazione di una rete
nazionale che a sua volta possa interfacciarsi con il panorama
internazionale del GNL. Una ipotesi di reti come sopra descritte e'
individuabile nelle tre macroaree: area mar Tirreno e mar Ligure,
area mari del sud Italia, area mare Adriatico.
All'interno di queste aree si candidano naturalmente i porti sedi
di Autorita' portuali, con depositi di piccola o media capacita',
ognuno dei quali deve essere fornito delle possibilita' di
approvvigionamento, stoccaggio, rifornimento per navi, distribuzione
e rifornimento non navale.
In tale direzione, si puo' cosi' ipotizzare una rete di
distribuzione del GNL, che coinvolga i porti gia' inclusi nei
corridoi della rete transeuropea dei trasporti ma anche gli altri
porti sede di Autorita' portuale, che non appartengono alla rete
centrale TEN-T ma che offrono l'opportunita' di completare
adeguatamente la rete di rifornimento, come gia' detto, con punti di
deposito e rifornimento di piccole o medie dimensioni che possano
eventualmente servire anche il trasporto pesante su strada, ove le
circoscrizioni portuali e ed i raccordi stradali lo consentano. Va,
altresi', ipotizzata l'individuazione di 2 o 3 siti portuali idonei
per la realizzazione di depositi e rigassificatori al fine di creare,
in previsione di un utilizzo importante e diffuso del GNL, strutture
di distribuzione per i corridoi Tirrenico ed Adriatico nonche' per la
rotta da Suez a Gibilterra.
La valutazione dell'opportunita' di inserire un porto nella rete di
distribuzione del GNL (a prescindere dalla sua appartenenza alla rete
centrale TEN-T) e' fatta sulla base:
• della presenza o meno nel porto di servizi di stoccaggio e
distribuzione di combustibili tradizionali siano essi finalizzati ai
mezzi di trasporto o ad altro utilizzo
• della sostenibilita' dello sviluppo delle necessarie
infrastrutture per il GNI in termini di investimento economico,
domanda prevista e prospettica, accessibilita' per i mezzi di
trasporto che fruirebbero della infrastruttura e disponibilita' di
spazi atti alle operazioni di buncheraggio.
5.10.7 Stima della domanda di GNL per il trasporto navale
Per quanto riguarda il trasporto marittimo, rispetto al trasporto
su strada, la sostituzione e/o l'adeguamento delle flotte navali
sara' frenata dai piu' lunghi tempi di rinnovo delle navi e dal piu'
complesso sistema logistico (adattamento banchine, depositi etc.)
richiesto per il set-up del mercato.
Nel lungo termine, tuttavia, le normative ambientali internazionali
(IMO-MARPOL) ed europee, e il minor costo atteso del GNL faranno da
volano per il suo sviluppo in questo settore. A tale proposito
utilizzando i dati provenienti dal progetto COSTA, che sono basati
sulle seguenti considerazioni:
• trasporto marittimo effettuato da navi in servizio nel 2012,
impiegate solo su tratte a breve raggio, tra porti "Core",
• assunzione come stima del 25% del valore massimo teorico
potenziale di bunkeraggio nel 2025,
• meta' rifornimento nel porto di partenza e l'altra meta' nel
porto di destinazione, si e' giunti ai valori riportati nella Tabella
4. E' importante sottolineare che:
• i risultati sono comparabili perche' le ipotesi utilizzate per
ogni porto sono le stesse. (i risultati non devono essere considerati
come valori assoluti oggettivi, dal momento che le ipotesi utilizzate
rendono incerto il dato iniziale),
• i valori riportati si basano su dati provenienti da pubblico
dominio.
Il 25% e' stato scelto in virtu' delle considerazioni riguardanti
il mercato, l'eta' delle navi, la possibile presenza di nuove navi
alimentate a GNL, ecc..
Inoltre, i porti "Core" sono stati raggruppati in tre gruppi, a
seconda della posizione ed in base alla possibilita' di rifornimento
da terminali esistenti o previsti:
• Tirreno Settentrionale (rifornimento dal terminale di
rigassificazione off-shore OLT FSRU Toscana e dal terminale di GNL
Italia di Panigaglia): Genova, Livorno, La Spezia;
• Nord Adriatico (rifornimento dal terminale di Rovigo): Venezia,
Ravenna, Ancona, Trieste;
• Mari del Sud Italia (rifornimento di combustibile da un terminale
presunto nel Sud Italia): Napoli, Palermo, Bari, Gioia Tauro,
Taranto.
Tabella 4: Dati provenienti dal progetto COSTA
=====================================================================
| | Max | | |
| | theoretical | | |
| | value of LNG | | Potential LNG |
| CORE | consumption | % Maximum Bunkering | Bunkering Demand |
| PORTS | m³/year | Potential | 2025 (m³/year) |
+=========+==============+======================+===================+
|GENOVA | 1.295.803 | 25% | 323.951 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|LIVORNO | 816.237 | 25% | 204.059 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|NAPOLI | 700.786 | 25% | 175.196 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|ANCONA | 688.438 | 25% | 172.109 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|PALERMO | 654.691 | 25% | 163.673 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|TRIESTE | 622.262 | 25% | 155.566 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|VENEZIA | 584.914 | 25% | 146.229 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|RAVENNA | 502.535 | 25% | 125.634 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|LA SPEZIA| 365.464 | 25% | 91.366 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|GIOIA | | | |
|TAURO | 315.606 | 25% | 78.901 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|BARI | 152.418 | 25% | 38.104 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|TARANTO | 43.946 | 25% | 10.987 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
Ulteriori analisi hanno affrontato il problema suddividendolo in
due parti: una prima, relativa alla domanda potenziale aggregata a
livello nazionale, utile a definire scenari di medio lungo periodo,
ed una seconda, relativa ad alcuni trasporti marittimi specifici,
utile a valutare le potenzialita' dei mercati piu' promettenti sui
quali puntare per lo sviluppo del GNL.
5.10.8 Ricadute economiche sulla cantieristica navale
E' del tutto evidente che una valutazione delle ricadute sulla
cantieristica italiana derivanti dalla progressiva adozione del GNL
come combustibile navale non puo' che essere riferita ad uno scenario
teorico ed ipotetico, non essendo prevedibile direzione e velocita'
di evoluzione delle numerose variabili che condizionano il processo
di cui trattasi.
In relazione a quanto sopra si puo' ragionevolmente assumere che la
propensione dell'armamento ad investire nella propulsione e nelle
tecnologie GNL sara' decisivamente influenzata:
• dalla previsione che venga realizzata con tempistica certa, in
ogni caso compatibile con l'entrata in vigore delle nuove norme,
un'adeguata rete di infrastrutture di rifornimento;
• da un differenziale di prezzo fra MGO, HFO e GNL tale da
consentire ritorni finanziari e tempi di recupero dell'investimento
ritenuti accettabili;
• dalla rimunerativita' (attuale ed attesa) del business, elemento
fondamentale per l'accesso al credito;
• dalla esistenza di adeguati incentivi.
Come gia' detto, in mancanza di riferimenti certi in merito ai
punti di cui sopra, per una valutazione dell'impatto sull'industria
italiana e' stato necessario riferirsi in questa fase:
• a volumi "teorici" di domanda basati su scenari tanto
ragionevoli/credibili quanto per definizione ipotetici,
• a parametri tecnici ed economici desunti dagli studi condotti in
questi anni in merito ai costi dell'uptake del GNL,
• a moltiplicatori del reddito e dell'occupazione della
navalmeccanica nazionale anch'essi desunti dalla letteratura in
materia.
In tale quadro, il dimensionamento del mercato potenziale e' stato
effettuato prendendo a riferimento lo scenario "centrale" dello
studio COSTA, che assume l'esistenza al 2030 di oltre 600 unita'
alimentate a GNL operanti nello "Short Sea Shipping" Europeo.
Nell'ambito di detto ipotetico mercato di riferimento, la
cantieristica nazionale non potra' che focalizzare la propria offerta
sulle tipologie di navi che maggiormente si prestano per essere
alimentate a GNL, per le quali essa dispone di competenze
tecnologiche di primo livello: ci si riferisce segnatamente ai
ferries, ai mezzi di supporto offshore ed in genere alle unita' da
lavoro in mare, nonche' alle unita' di dimensioni medio-piccole per
il bunkeraggio di GNL oltreche', naturalmente, alle navi da crociera
e militari.
Con riferimento ai ferry, si sottolineano le opportunita' collegate
alla piu' volte segnalata obsolescenza delle unita' operanti in
Mediterraneo, in particolare della flotta greca e di quella di alcuni
Paesi del nord-Africa, oltre a quelle piu' in generale offerte
dall'armamento nordeuropeo e nord-americano.
Alla luce di tali premesse ed assumendo prudenzialmente che la
cantieristica nazionale possa acquisire il 10% dei volumi indicati
dallo studio COSTA, ne deriverebbe un fabbisogno complessivo di 60
navi in 15 anni, pari a 4 navi in media per anno fra conversioni e
nuove costruzioni.
E' opportuno considerare che il nostro Paese da una parte possiede
la principale industria del trasporto marittimo a corto raggio in
Europa, dall'altra dispone di un'industria cantieristica che si pone
ai vertici mondiali nei segmenti di naviglio a maggiore complessita'
tecnologica .