Sviluppo della rete di trasporto del gas

Sviluppo della rete di trasporto del gas

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trasporto gas
di M. Dicorato, R. Netti,
G. Sigrisi, M. Trovato
Sviluppo della rete
di trasporto del gas
nel mercato liberalizzato
L
e ripetute “crisi del gas” verificatesi in Italia negli ultimi anni hanIl mercato del gas in Europa
no evidenziato le problematiche dell’inadeguatezza e della critie linee di sviluppo in Italia
cità delle infrastrutture di approvvigionamento. Come già rilevato in
seguito all’“emergenza gas” nel marzo 2005 (risoltasi con la manCon le direttive 96/92/CE e 98/30/CE, recanti rispettivamente norcata erogazione ai clienti interrompibili) e all’eccesso di svaso degli
me comuni per i mercati interni dell’energia elettrica e del gas natustoccaggi nel 2006, queste non possiedono la flessibilità necessaria
rale, si è compiuta l’apertura del settore dell’energia alla concorrena fronteggiare interruzioni o significative riduzioni delle immissioni.
za il cui obiettivo è garantire maggiore qualità ed efficienza dei serLe criticità della situazione italiana sono riconducibili a vari fattori
vizi forniti, sicurezza di approvvigionamento, migliore integrazione
tra i quali: il trend discendente della produzione, l’inadeguato sfrutdelle reti energetiche, tutela dell’ambiente ed un contenimento dei
tamento delle potenzialità di stoccaggio già esistenti, il ritardo sia
prezzi per le imprese e per i consumatori. Tuttavia, a differenza del
nella realizzazione di nuovi punti di immissione sia nel potenziasettore elettrico, la riorganizzazione in senso concorrenziale dei
mento della rete di trasporto. Questi fattori, da un lato, hanno portamercati del settore del gas ed il conseguente riassetto strutturale
to ad un’eccessiva dipendenza dalle importazioni per la copertura
dell’industria sono ancora in corso [4].
del fabbisogno nazionale e, dall’altro, determinano la frequente saLa cornice normativa della liberalizzazione del settore del gas in Itaturazione dei gasdotti transfrontalieri esistenti, col conseguente ricorlia è stata definita dal DLGS 164/00 (Decreto Letta), di recepimento
so alle risorse strategiche, soprattutto nel periodo invernale.
della Direttiva Gas 98/30/CE. In questo decreto si prevedeva:
La costruzione di nuove infrastrutture rappresenta un’esigenza inde- la possibilità, a partire dal 1 gennaio 2003, di ottenere la qualifirogabile per la risoluzione dei problemi nazionali. Tra queste la reaca di clienti idonei con il conseguente diritto di stipulare contratti
lizzazione di nuovi gasdotti, quali il GALSI (Gasdotto Algeria-Italia
di acquisto con il fornitore prescelto;
attraverso la Sardegna) e l’IGI (Interconnessione Italia-Grecia), con- una particolare autorizzazione del MAP, rilasciata solo in caso di
sentirebbe di disporre di ulteriori vie d’accesso ai giacimenti di Afrisoddisfacimento di precisi requisiti, per le importazioni da Paesi
ca e Medio Oriente, conseguendo maggiore indipendenza dalla
non appartenenti all’UE, al fine di ridurre la dipendenza energetiRussia. Lo sviluppo di nuovi terminali di GNL, quali ad esempio
ca dell’Italia da questi Paesi;
quelli previsti in Puglia e Veneto, permetterebbe di allargare ulterior- un regime regolamentato di accesso al sistema;
mente il portfolio dei fornitori anche a Paesi diversi da quelli connes- l’unbundling societario per le imprese verticalmente integrate del
si via tubo (africani, medio-orientali ed asiatici). Infine, l’Autorità
settore;
Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha imposto l’au- tetti antitrust per le imprese, riguardanti la vendita e l’import (rispettimento di 6,5 miliardi di Sm3/anno della capacità di trasporto per
vamente 50% e 75% dei consumi nazionali, da ridurre progressivamente fino al 2010), intese a favorire la cessione da parte dell’ex moognuno dei gasdotti1 già congestionati [1].
nopolista delle proprie quote di mercato a vantaggio dei concorrenti.
Queste iniziative, sollecitate ed anche incentivate dall’Autorità per
l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), attraverso una maggiore remuneCon la Delibera n. 22/04, l’AEEG ha delineato il percorso di interrazione degli investimenti, costituiscono il presupposto per favorire
venti attuativi per lo sviluppo del mercato concorrenziale, che si artimaggiore competizione dei prezzi e perché l’Italia si trasformi in un
cola in 4 fasi:
hub per i mercati internazionali, sopravanzando, in tempi e volumi,
- organizzazione di procedure per lo scambio, ai fini del bilanciamenprogetti concorrenti nei Balcani e nella Penisola Iberica [2]. In questo
to, di capacità di trasporto e gas con accordi bilaterali ed il supporto
contesto, l’installazione di centrali elettriche a cidi una piattaforma informatica;
clo combinato (CC) per circa 20 GW (Tabella 1),
- definizione di contratti standard per
TABELLA 1 - Autorizzazioni
autorizzate dal Ministero delle Attività Produttive
gli scambi bilaterali di gas e capacità,
per nuove centrali a CC
(MAP) determinerà un notevole incremento del
onde facilitare scambi e cessioni;
(periodo 2002-2004)
consumo di gas per la produzione di energia,
- riforma del regime di bilanciamento,
dall’attuale 40% al 60% nel 2010 [3], ben magper consentire agli utenti di compensaZone
MW
% su totale
giore della crescita tendenziale della domanda
re squilibri imprevisti nel giorno stesso
Nord
7.957
40,3
negli altri settori. Per la rete di trasporto del gas
in cui si verificano;
Centro-Nord
790
4,0
questi impianti costituiscono rilevanti carichi con- l’introduzione del mercato centralizzaCentro-Sud
1.580
8,0
centrati da alimentare che, in assenza di controto, che, attraverso un sistema automatiSud
5.430
27,5
misure adeguate, potrebbero determinare congeco di incrocio tra domanda ed offerta,
Calabria
4.000
20,2
stioni della rete di trasporto del gas.
fornisca prezzi di riferimento per le
Totale Italia
19.757
100
transazioni.
Dott. ing. Maria Dicorato, ing. Roberta Netti, ing. Giuseppe Sigrisi, prof. ing. Michele Trovato, Dipartimento
di Elettrotecnica ed Elettronica del Politecnico di Bari.
52
Fonte: elaborazione AEEG su dati del MAP
(aggiornate al 21/12/2004)
1
Trans Tunisian Pipeline Company (TTPC) per
il gas algerino e Trans Austria Gasleitung
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trasporto gas
imprese massimizzano i profitti segmentando i mercati finali di
Allo stato attuale, mentre la seconda e l’ultima fase sono ancora alsbocco del loro gas ove continuano a comportarsi da monopoliste
lo studio, la prima è stata realizzata attivando, il 1 ottobre 2003, la
[1]. L’AEEG e l’AGCM hanno formulato una serie di proposte per
“Bacheca elettronica per le transazioni di capacità” e il “Punto di
incentivare la competizione riducendo il peso dell’operatore domiscambio virtuale” (cui l’AEEG ha attribuito la qualifica di mercato
nante, le principali delle quali riguardano:
regolamentato delle capacità e del gas) e la terza è stata attuata
- lo sviluppo della capacità di importazione, con il potenziamento
con la Delibera n. 180/04, che consente di concludere transazioni
dei gasdotti internazionali da parte di ENI e la costruzione di nuodi gas fino al giorno stesso in cui vengono contabilizzate (e non più
vi impianti di rigassificazione;
solo sino al giorno prima), ed effettuare scambi di capacità per periodi minimi di un giorno (e non
più solo su base mensile), gaTABELLA 2 - Nuovi terminali di rigassificazione di GNL
rantendo la coincidenza tempoTerminale
Capacità* Società
Stato
rale degli scambi di gas e della
proponente
autorizzativo
relativa capacità di trasporto.
Il modello entry-exit di accesso
Brindisi
8
BG Group
Autorizzato
alla rete adottato in Italia (con
Rovigo
8
Edison - ExxonMobil - Quatar Petroleum Autorizzato
corrispettivi differenziati per i
Rosignano
3
Edison - BP - Solvay
Richiesta di modifica
vari punti in ingresso e in usciToscana offshore
3-4
Olt Lng Terminal
In fase di approvazione
ta), agevolerà sicuramente l’ultiTrieste Zaule
8
Gas Natural
Procedura da iniziare
ma fase, perché, come sottoliTrieste offshore
8 - 12
Endesa
Fase preliminare
neato al Forum di Madrid, è il
Gioia Tauro
4-8
Società Petrolifera Gioia Tauro
Richiesta di modifica
più favorevole alla concorrenza,
San Ferdinando
6 - 12
Lng Med Gas Terminal
Richiesta di modifica
in quanto “facilita gli scambi e
Taranto
8
Gas Natural
Procedura avviata
riflette il sempre maggiore sganPorto Empedocle
8
Nuove Energie
Procedura avviata
ciamento dei flussi fisici da quelPriolo - Augusta - Melilli 8 - 12
Erg Power & Gas - Shell Energy Europe
In fase di avvio
li commerciali”[5].
Totale
72 - 91
* [Gm3/anno]
Le infrastrutture per
l’approvvigionamento del gas
- la separazione proprietaria della rete nazionale di trasporto e
degli impianti di stoccaggio, con la creazione di un ISO (Independent System Operator), per garantirne la neutralità rispetto
alla vendita ed all’approvvigionamento, anche in presenza di
meccanismi di corporate governance;
- l’avvio definitivo della borsa del gas.
In adempimento al primo punto, la Snam Rete Gas, ENI, ha previsto
l’installazione di nuovi terminali di rigassificazione di GNL [6]. Nella
Tabella 2, oltre alla locazione dei terminali, è riportato lo stato di
avanzamento dell’iter autorizzativi.
La gran parte delle infrastrutture necessarie all’importazione del
gas risultano, allo stato attuale, congestionate [1], [5]. Infatti la capacità dei metanodotti di adduzione ubicati in Svizzera, Germania
e Austria, controllati da ENI, risulta saturata per via delle vendite
innovative2; l’importazione di gas dall’Algeria attraverso Mazara
del Vallo è limitata da colli di bottiglia sui gasdotti in Tunisia; l’importazione di gas dalla Libia attraverso Gela per mezzo del gasdotto Greenstream è subordinata all’acquisizione di capacità di
trasporto da ENI, già ceduta ai concorrenti; infine l’unico impianto
italiano di rigassificazione, a Panigaglia, di proprietà di ENI, non
Crescita della domanda e dell’offerta elettrica
ha capacità sufficiente a soddisfare le richieste di accesso di tutti gli
operatori. I nuovi entranti non hanno la possibilità di approvvigioSi prevede che nel periodo 2006-2015 la domanda di energia eletnarsi in maniera autonoma e conveniente nel medio termine, data
trica in Italia cresca al tasso medio annuo del 2,6%, arrivando ad
la lunga vita media (circa 17
essere pari a 432 TWh nel 2015, cui corrianni al 2003 [5]) dei contratti
sponderà una domanda di potenza alla punta
TABELLA 3 - Previsione della
pluriennali di ENI e i loro mecmassima estiva pari a circa 76 GW, per una
domanda in energia elettrica in Italia
canismi di build-up, che ha dedurata equivalente di funzionamento al carico
per macroaree geografiche [TWh]
terminato fenomeni di entrata
massimo di circa 5.700 h/anno, con un incresul mercato senza concorrenza.
mento di 22,4 GW rispetto al 2004 [7]. Inoltre
Zone
2004
2010
2015 2004-2015
Le imprese che vendono gas sul
la crescita dell’intensità elettrica, rapporto tra
[TWh]
[TWh]
[TWh]
t.m.a.%
mercato all’ingrosso, infatti, a
domanda elettrica e PIL, dovrebbe crescere con
Nord
178,5
207,8 235,6
2,6
causa delle clausole take or pay
un aumento medio annuo dell’1,1%, dopo il siCentro
59,4
68,7
79,4
2,7
dei loro contratti di importaziognificativo aggiustamento del 2004.
Sud
54,0
62,7
72,9
2,8
ne, devono sostenere costi marLa crescita della domanda si manifesterà, seIsole
33,5
39,1
44,1
2,5
ginali che tendono a zero e costi
condo le previsioni, più sostenuta al Centro e
Italia
325,4
378,2 432,0
2,6
fissi elevati. Non hanno quindi
al Sud, con tassi medi annui rispettivamente
convenienza a cercare di condel 2,7% e del 2,8%, mentre le aree del Nord
Nord: Piemonte, Valle d’Aosta, Lombardia, Trentino Alto
quistare ulteriori quote di mercae le Regioni insulari rientreranno nella media,
Adige, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Liguria, Emilia Romagna
to col ribasso dei prezzi, poiché
Centro: Toscana, Umbria, Marche, Lazio
2 Le cessioni di gas effettuate da ENI ad operatori
rischierebbero di ridurre i ricavi
Sud: Abruzzo, Molise, Campania, Puglia, Basilicata, Calabria
tanto da escludere la copertura
nazionali al di là dei confini per rispettare i tetti
Isole: Sicilia, Sardegna
dei costi fissi. Pertanto queste
antitrust fissati dal DLGS n. 164/00.
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trasporto gas
nora avvenuto. In questo ambito, lo sviluppo di
procedure per l’analisi dei flussi di potenza elettrica e dei flussi di gas (power flow e natural gas
load flow) e per l’ottimizzazione integrata di entrambe le reti (gas and electric optimal power
flow - GEOPF) è in fase di studio.
La procedura per lo studio
delle reti di trasporto del gas
FIGURA 1 - Rappresentazione schematica del sistema di trasporto del gas
Un sistema di trasporto di gas naturale è costituito fondamentalmente da una rete di metanodotti,
centrali di compressione, impianti di regolazione, miscelazione e misura, nonché altri impianti
ausiliari, opportunamente connessi tra loro in
punti denominati nodi. Al fine di realizzare un
modello matematico per lo studio di questi sistemi, si sono considerati, in quanto componenti
fondamentali, esclusivamente gasdotti e centrali
di compressione. Nei nodi di entrata viene immesso in rete il gas proveniente da importazioni (metanodotti transfrontalieri e terminali di rigassificazione) o da campi di produzione nazionale; nei nodi di prelievo viene prelevato gas per alimentare singoli utenti (ad es. centrali turbogas) e/o distributori; infine in
altri nodi sono collegati i campi di stoccaggio, indispensabili per il
dispacciamento e come riserva strategica. Una rappresentazione
schematica del sistema di trasporto del gas è mostrata in Figura 1.
In regime stazionario e nell’ipotesi di flusso unidimensionale, isotermo e fortemente turbolento, è possibile esprimere la portata QP,kij in
un condotto k che insista fra i nodi i e j nella forma:
rispettivamente 2,6% e 2,5 %, come rilevabile dalla Tabella 3. Contestualmente la società TERNA (ex Gestore della Rete di Trasmissione
Nazionale) ha pubblicato la valutazione della capacità di produzione complessivamente necessaria alla copertura della domanda prevista, a garanzia della sicurezza di funzionamento del sistema elettrico e degli approvvigionamenti, stimata pari a circa 93 GW
nell’estate del 2015. La maggior parte di questa nuova capacità
proverrà da impianti a CC. La conseguente penetrazione del gas nel
settore della produzione di energia elettrica su larga scala trova giustificazione in alcune caratteristiche peculiari del CC quali: un maggiore rendimento (0,56÷0,58) rispetto al ciclo a vapore
tradizionale (0,4), con effetti positivi sui costi di generazione e sui prezzi all’ingrosso; l’assenza di emissioni di
SOx e drastica riduzione delle emissioni specifiche di
CO2; la possibilità di sfruttamento di siti di produzione
già esistenti a olio e/o carbone; la notevole riduzione
degli spazi occupati. L’entrata in produzione di nuove
centrali a CC avrà un impatto rilevante sulle condizioni
di funzionamento della rete di trasporto del gas. Considerando una durata equivalente al funzionamento a carico nominale almeno pari a 4.000 h/anno, una centrale a CC da 400 MW consuma una quantità di gas pari
a circa 280 MNm3/anno.
Queste nuove installazioni hanno effetti concomitanti sia
sulla rete di trasmissione nazionale dell’energia elettrica
(RTNE) che sulla rete di trasporto nazionale del gas
(RTNG). Le nuove centrali a CC costituiscono rilevanti
nodi di iniezione di potenza sulla RTNE, con ripercussioni sia sul funzionamento di breve periodo (operation)
che sulla pianificazione della rete nel medio e lungo termine. Nello stesso tempo, l’entrata in servizio di queste
centrali si traduce nella presenza di gravosi nodi di carico concentrato sulla RTNG. Questo influenza il regime
delle pressioni nodali nel funzionamento a breve termine e comporta la necessità di un’espansione della rete
nell’ambito di una pianificazione sul lungo termine. Si
può quindi prevedere che se il gas costituirà il combustibile principalmente utilizzato per la produzione di energia elettrica, lo sviluppo delle reti di trasmissione
dell’energia elettrica e del trasporto del gas dovrà avveFIGURA 2 - Rete di trasporto meridionale: struttura attuale,
nire in maniera molto più sinergica rispetto a quanto sipotenziamenti previsti e nuovi punti di immissione
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trasporto gas
(1)
dove f è il coefficiente di attrito del gasdotto, Dij e Lij, rispettivamente,
il diametro interno e la lunghezza (m), lo la densità assoluta dell’aria (kg/m3) in condizioni standard, po la pressione standard
(101.325 Pa), pi e pj le pressioni ai nodi i e j (Pa), To la temperatura
standard (288,15 K), T la temperatura media del gas (K) e Z il rapporto dei fattori di compressibilità alle temperature T e To.
La (1) descrive correttamente il comportamento dei flussi di gas nei
metanodotti. I compressori sono necessari per il ripristino ai valori
ottimali delle pressioni agli estremi delle condutture, per compensare
l’energia dissipata dall’attrito viscoso.
Questa operazione è effettuata in stazioni ubicate, per ragioni di ottimo tecnico-economico, ad intervalli di 150-200 km, mediante compressori centrifughi, il cui diffuso impiego è giustificato dall’elevata
variabilità dei flussi da elaborare e dalle modeste variazioni che
possono subire i rapporti di compressione (pari circa a 1,5), solitamente accoppiati con turbine a gas.
Questa soluzione offre la possibilità di ridurre i costi operativi di
esercizio della rete, garantendo anche un ampio range di funzionamento. Il contributo in regime permanente al funzionamento di una
rete di trasporto di un compressore h posto tra i nodi i, in ingresso, e
j, in uscita, può essere rappresentato mediante il volume di gas dhij
prelevato al nodo i dalla turbina che lo aziona per sviluppare la potenza meccanica Phij necessaria a trattare il flusso QC,hij che lo interessa (in media pari a circa lo 0,5÷1% di QC,hij). Il prelievo dhij risulta nullo se al nodo i-esimo non è collegato alcun compressore o se la
relativa turbina preleva gas dal nodo j. In generale il prelievo è rappresentabile con una funzione quadratica del tipo [8]:
(2)
L’espressione (2) è in genere e senza perdere di generalità, approssimata alla forma lineare:
(3)
in cui:
(4)
ove r è il rapporto dei calori specifici, rispettivamente, a pressione e
volume costante, Z(Ti) il fattore di compressibilità alla temperatura Ti
in ingresso al compressore; R la costante universale dei gas, pari a
0,5182 kJ/(kg K); dhij e ahij sono rispettivamente il rendimento meccanico ed idraulico di trasformazione del gruppo turbina-compressore e bhij una costante di proporzionalità in Sm3/kW. Le equazioni
(1) e (2), (4) rappresentano le equazioni di funzionamento dei “lati”
costituenti una rete di trasporto del gas.
È importante notare che nell’equazione (1) il flusso QP,kij in una tubazione è funzione esclusivamente delle pressioni pi e pj ai nodi
estremi, mentre dalle equazioni (3) e (4) risulta che il prelievo di gas
per l’azionamento dei compressori dhij dipende non solo dalle pressioni in ingresso e in uscita, pi e pj, ma anche dal flusso QC,kij nel
compressore. Assegnando ai flussi un verso di percorrenza convenzionale, è possibile associare ad una rete comprendente n+1 punti
di immissione e/o prelievo, p gasdotti e c compressori, un grafo
orientato costituito da p+c lati e n+1 nodi. Supponendo la densità
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del gas costante, per ogni nodo della rete la conservazione della
massa si può esprimere in termini di bilancio dei flussi di gas, come:
(5)
dove QGi e QDi sono rispettivamente il flusso iniettato e prelevato al
nodo i-esimo. Le equazioni (5), eliminata quella relativa al nodo scelto come riferimento, sono esprimibili nella seguente forma matriciale:
ApQp(p)+AcQc-Q-d(p,Qc)=0
(6)
dove AP è la matrice di incidenza ridotta nodi-tubazioni associata al
grafo della rete, di dimensioni (nxp), QP è il vettore dei flussi nelle tubazioni, di dimensione (px1), AC rappresenta la matrice di incidenza nodi-compressori, di dimensioni (nxc), QC il vettore dei flussi nei
compressori, di dimensione (cx1), Q il vettore dei flussi netti iniettati
nei nodi, di dimensioni (nx1). Gli elementi dell’i-esimo nodo sono:
Qi=QGi-QDii=1,2...n
e d il vettore dei flussi prelevati dalle turbine ai nodi, di dimensione
(n,1), a elementi
Le (6) costituiscono un sistema di n equazioni in n+c incognite, n
pressioni p ai nodi e c flussi QC nei compressori. Affinché il sistema
(6) ammetta soluzione è necessario assegnare altre c relazioni e/o
valori ad alcune incognite. In particolare, assegnando le condizioni
di funzionamento dei c compressori, si fissano per alcuni di essi
pressioni in ingresso o in uscita o il rapporto di compressione, per
altri i flussi che li attraversano.
Inoltre si osservi che si possono individuare due tipologie di nodi:
• “nodi di tipo Q” per i quali è nota l’iniezione Qi mentre è incognita la pressione pi;
• “nodi di tipo P”, “slack bus”, per i quali è nota la pressione pi, che
costituisce il riferimento per le altre pressioni, mentre è incognita
l’iniezione totale Qi.
Assegnate np pressioni ai nodi di tipo P e c condizioni di funzionamento dei compressori, risultano incognite solo le pressioni ai nodi
di tipo Q e/o i flussi nei compressori. Di conseguenza, le incognite
si riducono a n e il sistema (6) assume la forma:
h(p*,Q*c)=0
(7)
ove p* e Q*c costituiscono, rispettivamente, il vettore delle pressioni
nodali incognite e il vettore di flussi nei compressori. La (7) costituisce
un sistema di equazioni algebriche non lineari che è possibile risolvere con una procedura iterativa [9]. Infine, a partire dalla domanda di
gas ai vari nodi, il programma determina, quindi, le pressioni ai nodi, i flussi nei vari tronchi e i consumi di gas delle turbine.
Il sistema di trasporto
del gas nell’Italia meridionale
La procedura precedentemente illustrata è stata applicata per valutare alcuni scenari di sviluppo della rete di trasporto del gas dell’Italia
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meridionale. Si rileva che la rete meridionale presenta due soli punti
di importazione (Figura 2), ubicati in Sicilia [6]:
- Mazara del Vallo, cui perviene gas dall’Algeria attraverso il gasdotto TMPC, con capacità di circa 80,5 MSm3/g, prevista aumentare di 5,5 MSm3/g al 2008;
- Gela, per l’importazione di gas dalla Libia per mezzo del gasdotto Greenstream, in build-up, che sarà in grado di trasportare, dagli attuali 22,5 MSm3/g, circa 25 MSm3/g entro il 2007.
La realizzazione di quest’ultimo progetto contribuirà ad aumentare
la capacità di trasporto verso le regioni del centro-nord sino a circa
30 MSm3/g e permetterà la piena operatività dei nuovi punti di immissione quali il gasdotto IGI ed i nuovi terminali di rigassificazione.
Negli scenari esaminati si sono considerate le seguenti ipotesi:
a) i consumi finali di gas, nei diversi settori della domanda crescono
ad un tasso annuo medio dell’1,5%, secondo le previsioni dall’Enea [10] e dal MAP [3];
b) il piano di entrata in servizio delle nuove centrali a ciclo combinato si basa sulle autorizzazioni rilasciate dal MAP [11] ed è riportato nella Tabella 4;
c) la produzione di gas naturale dai giacimenti interni si è supposta
costante nel periodo di osservazione;
d) nel dispacciamento dei quantitativi di gas immessi nella rete di
trasporto nelle regioni meridionali (Figura 2) si è supposto obiettivo prioritario soddisfare la domanda locale.
In regime di mercato elettrico liberalizzato, risulta non immediato valutare i consumi medi orari di gas di ciascun gruppo di produzione.
Tuttavia, ritenendo opportuno considerare le condizioni più sfavorevoli per la rete del gas che alimenterà le stesse centrali, si è fatto rife-
TABELLA 4 - Nuove centrali a CC
autorizzate dal MAP [11]
Società
Località
Edison
Edison
Edison
Set
Energia Modugno
EniPower
Candela (FG)
Altomonte (CS)
Simeri Crichi (CZ)
Teverola (CE)
Modugno (BA)
Brindisi
Edison
Tirreno Power
Eurosviluppo Elettrica
Tot. potenza installata
Capacità Entrata
[MW]
in servizio
380
800
800
400
800
780
390
Orta di Atella (CE) 780
Napoli Levante
400
Scandale (KR)
800
2006
2006
2007
2007
2009
2007
2008
2009
2008
2010
6.630
rimento ad assorbimenti di gas relativi al funzionamento al 90% della
potenza nominale dei gruppi turbogas. Questa situazione risulta verosimile nelle ore di punta della domanda di energia elettrica. Per le
stesse ragioni, si è assunta la contemporaneità di funzionamento dei
nuovi gruppi di generazione elettrica previsti nel piano di avvio.
Scenari considerati ed analisi dei risultati
Sulla base dei piani di potenziamento precedentemente illustrati si
sono esaminati, su un periodo di 10 anni, i seguenti scenari:
- Scenario BASE, in cui si considera il sistema al 2006
(infrastrutture di trasporto e punti di immissione) inalterato per tutti gli anni del periodo di osservazione;
- Scenario POT, in cui si è ipotizzata la realizzazione delle infrastrutture previste nel progetto “Potenziamento Importazioni da Sud” [6] e l’ampliamento in due tranche,
entro 2008, al fine di garantire una maggiore importazione presso i terminali di Gela e di Mazara del Vallo;
- Scenario IGI-GNL, nel quale, oltre alle opere considerate nello scenario precedente, si suppone l’entrata in
servizio della nuova direttrice del progetto “Rete
Adriatica”, dell’IGI (al 2010) e dei rigassificatori di
Taranto (al 2011) e di Gioia Tauro (al 2012).
I risultati delle simulazioni sono riportati nelle Figure da
3 a 6. In particolare, in Figura 3, sono illustrati i massimi
quantitativi di gas esportabili verso il centro-nord nei tre
scenari esaminati. Nello scenario BASE, in assenza di
FIGURA 3 - Massima esportazione ammissibile verso il Centro-Nord
ampliamenti e di nuovi punti di entrata, la massima
quantità di gas esportabile verso il Centro-Nord si riduce
a circa 50 MSm3/g, al 2015. Questa riduzione è attenuata nello scenario POT per la maggiore importazione
dai terminali di Gela e Mazara del Vallo.
Infine, nello scenario IGI-GNL, si osserva una inversione
di tendenza, a partire dal 2010, attribuibile all’entrata in
servizio dei rigassificatori di Taranto e Gioia Tauro e del
collegamento con la Grecia. Le variazioni di esportazione di gas verso il centro-nord sono state diagrammate in
Figura 4, dove sono anche riportati i valori delle variazioni dell’export complessivo. In Figura 5, si sono rappresentati le percentuali di utilizzo della capacità di trasporto sul tratto Tarsia-Palmi (in Calabria). Questa percentuale si riduce drasticamente al 2007 nel secondo e
terzo scenario a causa del raddoppio del gasdotto in
quel tratto e risale al 2008 per l’aumento di importazioFIGURA 4 - Massima variazione ammissibile dell’esportazione verso il Centro-Nord
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La Termotecnica • Settembre 2007
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trasporto gas
ne da Gela e Mazara del Vallo. A partire dal 2011 le
due curve assumono andamenti notevolmente differenti.
Nello scenario POT, l’utilizzo della capacità di trasporto rimane praticamente inalterato dato che non intervengono altri cambiamenti in quel tratto della rete. Viceversa, nello scenario IGI-GNL, la capacità di trasporto della linea Tarsia-Palmi è pienamente utilizzata per
effetto dell’entrata in servizio, a partire dal 2012, del
rigassificatore di Gioia Tauro. La Figura 6 riporta l’andamento, per i tre scenari, del fattore di adeguatezza
della rete di trasporto, inteso come rapporto tra flusso
complessivamente esportato verso il Centro-Nord nel rispetto dei vincoli di rete e flusso trasferibile in assenza
degli stessi. Allo stato attuale, le infrastrutture della porzione di rete in esame presentano una scarsa adeguatezza che rimane pressoché inalterata se, come si è
supposto nello scenario BASE, non vengono effettuate
opere di ripotenziamento. Nello scenario POT, infatti,
grazie al raddoppio di alcuni tratti del metanodotto è
possibile trasportare il gas disponibile, senza violare
vincoli di capacità, anche in presenza dell’aumento di
flusso dovuto alle ulteriori importazioni da Gela e Mazara del Vallo. La rete quindi risulta adeguata. È necessario precisare, che questo non implica uno sfruttamento ottimale della rete in quanto, come si è già evidenziato dalle Figure 3 e 4, l’export di gas verso il centronord continua a diminuire a causa dell’entrata in servizio delle varie centrali a CC nell’area meridionale.
Nello scenario IGI-GNL, l’indice di adeguatezza dopo
aver raggiunto il valore massimo nei primi anni
dell’orizzonte temporale, comincia a diminuire a partire
dal 2010. Questa diminuzione è ascrivibile all’aumento
della disponibilità di gas proveniente dai nuovi entrypoints che potrebbe ulteriormente essere esportata verso
nord se le infrastrutture di rete lo permettessero.
FIGURA 5 - Percentuale di utilizzo della capacità di trasporto della linea Tarsia-Palmi
FIGURA 6 - Indice di adeguatezza della rete di trasporto meridionale
Conclusioni
In questo lavoro, si sono analizzati diversi scenari di sviluppo della
rete di trasporto del gas. Il sistema di trasporto in esame è stato dettagliato distinguendo tra punti di importazione, campi di produzione,
gasdotti, centrali di compressione e nodi di prelievo. La fattibilità e
l’efficienza dell’approccio proposto sono state testate sul sistema di
trasporto dell’Italia meridionale. I risultati delle simulazioni provano
che le politiche nazionali, tese a soddisfare la crescente domanda di
gas da parte dei vari settori, soprattutto per la produzione di energia
elettrica, possono essere supportate in maniera determinante dall’installazione di rigassificatori e dal potenziamento della rete di trasporto del gas. Questa soluzione, tra l’altro, contribuisce a differenziare
l’offerta dell’approvvigionamento del gas, creando alternative molto
flessibili nella scelta del Paese importatore (in quanto a stabilità geopolitica), oltre a incrementare la competitività nel mercato del gas; ci
si svincola dal percorso geopolitico dei gasdotti on-shore.
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