Inodore, incolore, non tossico, non corrosivo e non infiammabile, il LNG è una forma di gas metano raffreddato a circa – 160 gradi centigradi e più freddo dell’Antartide nel solstizio di inverno. Il LNG viene compresso fino a 600 volte il suo volume originario e, come il Tardis del Doctor Who, una nave metaniera può trasportare un volume maggiore di quanto sembri possibile a prima vista. Grazie agli investimenti in grandi impianti di liquefazione per l’esportazione, navi dedicate oggi trasportano il LNG fino a impianti di rigassificazione presenti nei mercati di importazione di tutto il mondo. Il LNG è rapidamente cresciuto di importanza sin dalle prime spedizioni nel 1964, raggiungendo oggi il 10 percento dei consumi mondiali di gas naturale e il 31 percento del commercio mondiale di gas naturale.
Le navi metaniere per il LNG costano circa 200 milioni di dollari e possono essere noleggiate per periodi di cinque anni o più. Le prime metaniere LNG commerciali, la Methane Princess e la Methane Progress, lasciarono l’Algeria dirette in Inghilterra e Francia nel 1964. Queste prime navi, equipaggiate di serbatoi indipendenti in alluminio Conch, avevano una capacità di 27.000 metri cubi e utilizzavano il LNG come carburante. Delle 370 metaniere LNG oceaniche attualmente in servizio, 260 sono provviste di turbine a vapore capaci di bruciare olio o gas rigassificato. Altre 60 sono a doppio combustibile. Inoltre le metaniere LNG sono cresciute in termini di dimensioni — le più grandi sono quelle della serie Q-Max e raggiungono 345 metri di lunghezza, 53,8 metri di larghezza e 34,7 metri di altezza e hanno una capacità di 266.000 metri cubi. Oggi ci sono anche navi per il rifornimento di LNG da nave a nave — piccole metaniere LNG con una capacità compresa fra 1.000 metri cubi e 3.000 metri cubi che trasportano piccole quantità di LNG. Tali spedizioni sono adatte per soddisfare le necessità energetiche di molte comunità isolane di Indonesia e Filippine.
La crescita della produzione di LNG deve molto al crescente numero di fornitori di gas naturale, in particolare Qatar, Oman, Australia, Malesia, Nigeria, Indonesia e Norvegia. Anche gli USA sono diventati un importante esportatore di LNG grazie alla spettacolare crescita della produzione non convenzionale di shale oil e gas. Fino a un recente rallentamento, la crescente produzione di LNG era in grado di soddisfare la richiesta di gas di industria e produttori di elettricità in Giappone, Cina e Corea del Sud. Nuovi mercati per il LNG, in particolare in America Latina, vengono serviti quest’anno dal LNG statunitense e da mercati emergenti come India, Pakistan e Sud Africa. I massicci investimenti degli ultimi anni in metaniere LNG, impianti di liquefazione e rigassificatori ha trasformato quello che era principalmente un mercato regionale limitato dall’accesso ai gasdotti, in un mercato globale.
Dal primo impianto per l’esportazione di LNG in Algeria, il numero di impianti di liquefazione operativi è cresciuto fino a 40 in 20 paesi con una output stimato di 270 MT. Attualmente ci sono altri 12 impianti in costruzione, di cui cinque negli USA, compreso Sabine Pass di Cheniere Energy in cui sono già operativi due dei sei treni. Si prevede che entro la fine del 2017 i cinque impianti per l’esportazione liquefaranno 3,2 miliardi di piedi cubi al giorno, una quantità vicina a quella utilizzata ogni giorno nello stato di NY nel 2015. Altri impianti simili nel mondo sono San Vicente de Cañete in Perù, Gorgon in Australia e Ras Laffan in Qatar.
Anche se un impianto per l’esportazione di LNG può costare almeno 30 miliardi di dollari o 1,5 miliardi di dollari per milione di tonnellate di capacità annua, oltre 50 miliardi di metri cubi annui di nuova capacità di liquefazione di LNG sono entrati in servizio dal 2014 all’epoca del picco di prezzo di petrolio e gas. Non solo si è moltiplicato il numero di impianti dedicati all’esportazione, ma innovazione ed economie di scale hanno permesso la crescita dell’output di un singolo treno da 1 milione di tonnellate per anno nel 1960 a 5 milioni di tonnellate per anno nel 2001. Uno sviluppo accessorio, le “Unità galleggianti di liquefazione del gas naturale (Floating liquefaction natural gas units – FLNG)” incrementeranno ulteriormente la disponibilità di LNG.
Nel 2017, il giacimento offshore Kanowit, nei pressi di Sarawak in Malesia, di Petronas e i giacimenti Prelude e Concerto nel Bacino LNG Browse al largo dell’Australia di Shell entreranno in produzione direttamente in un FLNG. Prelude FLNG di Shell sarà più lungo di quattro campi da calcio. Nonostante un investimento di 30 miliardi di dollari, KPMG, evidenzia che la tecnologia FLNG è flessibile, consentendo l’accesso relativamente rapido ed economico a riserve offshore più piccole e distanti con una impronta ambientale ridotta. Nel complesso si prevede che la nuova capacità produttiva di LNG raggiunga ulteriori 150 bcm entro il 2020 di cui il 90 percento proveniente da Australia e USA.
Il gas naturale viene considerato il combustibile del futuro da BP, che prevede che il gas diverrà il principale combustibile fossile nel 2035 in quanto più pulito di carbone e petrolio, abbondante ed economico. Si prevede che il consumo di gas naturale da parte del settore della produzione di elettricità cresca fino al 2040 e che il settori industriale e della produzione di elettricità insieme rappresenteranno il 73 percento dell’incremento totale dei consumi mondiali di gas naturale previsti dall’IEA International Energy Outlook 2016. L’attuale eccesso di offerta pone il dubbio su quali mercati e settori assorbiranno quantità crescenti di LNG? La società di consulenza Mckinsey prevede che Cuba, Marocco, Sud Africa e le Filippine diverranno nuovi clienti del LNG. Vedere Figura 4. Già oggi investitori a Johannesburg e Manilla hanno avanzato proposte di utilizzare Unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione per alimentare con il gas le proprie centrali termiche terrestri.
Marocco, Egitto, Giordania, Kuwait e Dubai avevano all’inizio del 2016 una capacità totale di importazione di circa 39,1 miliardi di metri cubi. Nei prossimi anni i paesi del Medio Oriente, caratterizzati da un elevato tasso di crescita della popolazione, da piani di sviluppo economico e dalla necessità di conservare le proprie riserve di petrolio e gas per l’esportazione, rappresenteranno un mercato in significativa crescita per le importazioni di LNG. Fra il febbraio e gli inizi di ottobre 2016, 34 metaniere LNG hanno lasciato l’impianto di esportazione di Sabine Pass, due terzi delle quali con destinazione porti dell’America Latina, e in particolare Argentina, Brasile, Cile e Messico. Si prevede che la Colombia sarà un nuovo compratore nel 2017 quando sarà operativo un FSRU. Tuttavia, a causa della crescente disponibilità di gas statunitense trasportato tramite gasdotti in Messico, la crescita della produzione idroelettrica in Brasile e lo sviluppo degli scisti in Argentina, la crescente domanda di LNG potrebbe avere vita relativamente breve.
Il Pakistan offre buone prospettive, essendo sotto pressione per soddisfare la crescente domanda di elettricità e compensare la diminuzione delle scorte locali di gas. Attualmente sta ricercando offerte per 60 carichi fino al 2020 e prevede una domanda di 60 milioni di tonnellate di LNG nel 2025, diventando così il secondo importatore di LNG al mondo dopo il Giappone. Le importazioni saranno facilitate da un FRSU esistente, dal completamento di tre ulteriori unità nel 2018, per un totale di 7 FRSU in funzione nel 2020 con una capacità di importazione di 30 milioni di tonnellate all’anno.
Anche il settore indiano dei trasporti rappresenta una interessante opportunità in quando il gas è concorrenziale rispetto ai più costosi gasolio e benzina, e i costi di gestione potrebbero risultare rispettivamente inferiore di oltre il 60 e 32 percento ai prezzi attuali. In qualità di ministro per il petrolio, Dharmendra Pradhan ha dichiarato il 10 novembre, “Se saremo in grado di convertire i veicoli per il trasporto a largo raggio in modo che siano alimentati a LNG daremo un contributo alla riduzione dell’inquinamento e ridurremo anche i costi”. Petronet LNG, il maggiore importatore indiano di LNG e Indian Oil Corporation, uno dei principali distributori al dettaglio di carburanti, stanno attualmente testando autobus di linea alimentati a LNG. Circa 33 paesi hanno terminali di rigassificazione o di importazione di LNG, secondo la IGU (International Gas Union). I terminali terrestri hanno un costo di oltre 1 miliardo di dollari, di cui la costruzione rappresenta circa il 35 percento. Esempi di strutture terrestri sono il Grain Terminal vicino a Londra, Gas Access to Europe (GATE) a Rotterdam e il Terminal LNG Adriatic nei pressi di Venezia. Al gennaio 2016, erano previsti 15 nuovi terminale (di cui otto in Cina) in grado di incrementare le importazioni globali di circa 73 milioni di tonnellate all’anno nel 2019.
Una recente innovazione più economica è rappresentata dalle unità galleggianti di rigassificazione e stoccaggio (FRSU), che costano fra i 200 e i 300 milioni di dollari, di cui sono attualmente operative 20 unità, sopratutto in Egitto, Italia e Cile, Giordania, Pakistan e Giappone. Per i paesi che desiderano avviare rapidamente la produzione di elettricità da LNG, le FSRU presentano il vantaggio di evitare i costi e le trafile autorizzative delle strutture terrestri dato che possono essere noleggiate e trainate in posizione. L’LNG ha avuto bisogno di soli cinquanta anni per svilupparsi da un prodotto locale a uno in grado di soddisfare le necessità energetiche di clienti in tutto il mondo. In questo periodo la tecnologia è maturata e si adattata in base al variare delle condizioni di mercato. Il settore oggi deve affrontare la sfida di un eccesso di offerta globale di LNG.
Dal sito Eniday.
