La rivoluzione prodotta dal nuovo “mercato mondiale del gas” – che ora si affianca a quello già consolidato del petrolio – trae origine dalle nuove tecnologie sviluppate per la produzione, la liquefazione, il trasporto, la rigassificazione e, infine, la commercializzazione del Gas Naturale Liquefatto (GNL).

Il gas naturale, una volta estratto, subisce un trattamento per eliminare acqua, azoto, anidride carbonica ed altre impurità. Viene quindi pompato, attraverso gasdotti (sotterranei o sottomarini), verso i terminali di liquefazione. Questi si trovano tradizionalmente in riva al mare, in prossimità di banchine per il trasporto via nave, ma sono già in produzione i primi impianti interamente FLNG galleggianti – analoghi agli FPSO impiegati per il petrolio ma con a bordo tutte le infrastrutture necessarie per la liquefazione e lo stoccaggio.

Liquefazione e trasporto

La liquefazione è il primo processo chiave: il gas viene progressivamente raffreddato fino a meno di -161.4 °C; a questo punto il gas subisce un cambiamento di stato fisico e passa in forma liquida. Questo permette di compattare in un solo metro cubo ben 620-630 m³ di gas naturale.  Il processo avviene in impianti di liquefazione composti da una o più linee (treni) di uguale capacità, funzionanti in parallelo, ciascuna delle quali comprende le sezioni di preraffreddamento, estrazione e frazionamento di residui di componenti pesanti, liquefazione e stoccaggio in grossi serbatoi dotati di un efficiente sistema di isolamento termico che permetta al gas immagazzinato di essere mantenuto al di sotto della sua temperatura di evaporazione per un tempo indefinito.

In fase di stoccaggio non è importante la resistenza alla pressione: generalmente questi serbatoi sono collaudati per resistere a pressioni di poche decine di atmosfere. Per confronto, quelli che contengono il gas naturale allo stato gassoso ed a temperatura ambiente – ad esempio nei veicoli – sono progettati per pressioni di esercizio di oltre 200-300 atmosfere. Il fattore critico per il GNL è un efficiente isolamento termico: i serbatoi sono costruiti per mantenere una gamma di temperature e pressioni che va da circa -160°C ad una atmosfera, a -110°C a 20 atmosfere. Per questo è economicamente vantaggioso che i serbatoi criogenici siano sferici ed il più grandi possibile minimizzando così la superficie di scambio termico rispetto al volume del serbatoio stesso.

Il GNL viene quindi pompato a bordo di speciali navi metaniere dotate di serbatoi simili ai precedenti e di impianti criogenici che permettano di mantenere il necessario isolamento termico per tutto il viaggio successivo.

La rigassificazione

Una volta che la nave metaniera è giunta a destinazione, Il gas, sempre liquefatto, viene trasferito dalla nave ad un serbatoio di stoccaggio all’interno del rigassificatore, dove mantiene le medesime condizioni fisiche di trasporto. Quest’ultimo, il secondo elemento chiave della tecnologia, è un impianto industriale che permette di riportare il prodotto dallo stato liquido utilizzato nel trasporto marittimo a quello gassoso utile per il trasporto terrestre ed il consumo finale. Gli impianti di rigassificazione possono essere realizzati a terra (su strutture onshore), oppure in alto mare (offshore), o su particolari terminali galleggianti ancorati al fondo del mare detti “unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione” (Floating Storage and Regasification Unit, FSRU), come l’impianto Offshore GNL Toscana davanti a Livorno, attivato nel 2013.

  Il percorso di rigassificazione del gas naturale liquefatto

Esistono anche vere e proprie isole artificiali (GBS, Gravity Based Structure), come il Terminale GNL Adriatico al largo di Porto Viro, in provincia di Rovigo, attivo dal 2009).

Gli impianti onshore sono realizzati normalmente presso strutture portuali, per poter fruire del necessario supporto tecnico e logistico. Per motivi di sicurezza sono spesso esclusi dal bacino portuale, e si trovano su pontili in mare aperto. In Italia, la prima struttura mai realizzata è proprio di questo tipo – progettato e costruito fra la fine degli anni ’60 e attivo dall’inizio degli anni ’70 – si trova a Panigaglia in provincia di La Spezia.

All’interno del rigassificatore, il GNL viene inviato ad un vaporizzatore che aumentandone la temperatura provoca il cambiamento di stato inverso con l’espansione del gas, che torna al suo stato fisico naturale. La variazione di temperatura avviene in genere tramite lo scambio termico in fasci tubieri tra gas liquido e acqua di mare, che cede il proprio calore al gas; la pressione invece viene ridotta tramite l’espansione del gas in appositi serbatoi. A questo punto il gas può essere immesso nella rete di distribuzione nazionale.

I rigassificatori possono essere abbinati ad impianti che prevedono l’uso di basse temperature (ad esempio stabilimenti di surgelazione di cibi), riciclando così l’energia frigorifera con evidenti risparmi energetici. Inoltre, l’acqua fredda in uscita da un rigassificatore può essere sfruttata come sorgente fredda in un impianto di produzione di energia che sfrutti il gradiente termodinamico rispetto alla temperatura delle acque circostanti. In Italia, il dipartimento per l’energia e la ricerca ambientale dell’Università di Palermo sta studiando queste possibili applicazioni.

Il futuro del GNL in Italia

Secondo il piano di ampliamento dei rigassificatori proposto dal governo, si prevede di affiancare ai tre impianti attivi di Panigaglia, Livorno e Porto Viro anche due nuove navi FSRU: la nave BW Singapore al largo di Ravenna e la nave Golar Tundra al largo di Piombino, in provincia di Livorno. Oltre alle due navi, è prevista la costruzione di due nuovi rigassificatori a terra. Il primo a Porto Empedocle, in provincia di Agrigento e il secondo a Gioia Tauro, in provincia di Reggio Calabria.

Eni protagonista

Eni gode di un forte vantaggio competitivo nel GNL: è infatti presente in tutta la filiera, dalla produzione alla liquefazione, dallo shipping (su flotte di proprietà), fino alla rigassificazione e distribuzione. Grazie a questa integrazione e a un portafoglio diversificato, Eni è in grado di cogliere repentini cambiamenti dei mercati assicurando alla società profitti significativi e ai consumatori la certezza degli approvvigionamenti.

Competenza ed esperienza si concretizzano nei progetti GNL gestiti da Eni in tutto il mondo. Proprio a ottobre 2022 è stato avviato il progetto Coral Sul FLNG in Mozambico: un impianto offshore galleggiante con una capacità di circa 3,4 milioni di tonnellate all’anno (Mton/a) di GNL. L’unità galleggiante o Floating Liquefied Natural Gas è il primo FLNG mai realizzato per operare in acque profonde e il primo appositamente costruito per l’Africa.

Fra gli altri progetti, spicca il complesso Jangkrik in Indonesia (partecipato da Eni al 55%), dove dieci pozzi sottomarini collegati all’unità galleggiante di produzione (FPU) estraggono gas dal giacimento Muara Bakau situato a una profondità di 400 metri a 70 km dalla costa del Kalimantan. Il gas raggiunge quindi il terminale di liquefazione di Bontang e trasformato in GNL grazie ad un impianto avviato a giugno 2017. Da questo terminale, nel 2021 è partito il primo carico di GNL certificato carbon neutral destinato a Taiwan. Le emissioni GHG associate all’intera catena del valore sono compensate dai crediti emissivi derivanti da due progetti di conservazione delle foreste REDD+: Luangwa Community Forest in Zambia e Kulera Landscape in Malawi.

Sempre in Indonesia, a Merakes nel 2021 è iniziata la produzione di gas offshore nel blocco East Sepinggan (partecipato da Eni 65%). Anche in questo caso, oltre a rifornire il mercato locale, il gas viene inviato all’impianto di liquefazione di Bontang per essere trasformato in GNL.

Intanto, a North Field Est in Qatar, nel giugno 2022 Eni è stata selezionata da QatarEnergy come nuovo partner internazionale per l’espansione di North Field East (NFE), il più grande progetto di GNL al mondo. L’inizio della produzione è previsto entro la fine del 2025. NFE impiegherà tecnologie e processi all’avanguardia per minimizzare l’impronta carbonica, tra cui la cattura e lo stoccaggio della CO₂ (CCS).

Ampliando lo sguardo sull’Africa, nella Repubblica del Congo Eni ha acquistato la società Export LNG Ltd proprietaria dell’impianto di liquefazione galleggiante Tango FLNG, con una capacità pari a 3 milioni di m3/giorno e una capacità di produzione GNL pari a circa 0,6 Mton/a. L’impianto sarà utilizzato da Eni nell’ambito delle attività del progetto di sviluppo del gas naturale nel blocco Marine XII. L’avvio è previsto nel 2023, a regime fornirà volumi superiori ai 3 Mton/a.

In Nigeria, intanto, Eni partecipa con il 10,4% nella società Nigeria LNG Ltd che gestisce l’impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, con una capacità produttiva di 22 Mton/a di GNL.

Infine, a Damietta in Egitto, Eni partecipa con il 50% nella società SEGAS che gestisce l’impianto di liquefazione di gas con una capacità di 7,56 miliardi di metri cubi all’anno. Fermo dal novembre 2012, l’impianto ha ripreso la produzione a marzo 2021.