Glossario

Gas naturale: miscela di idrocarburi allo stato gassoso, costituita in massima parte da metano e per il resto da piccole quantità di etano, propano, butano, sostanze gassose come anidride carbonica, azoto, idrogeno solforato. Prima di essere avviato all’utilizzo, il gas naturale viene trattato al fine di eliminare l’anidride carbonica e l’azoto, che lo rendono poco infiammabile, e l’idrogeno solforato, che è un gas tossico e corrosivo. Ciò che resta è quindi prevalentemente metano. Per questo motivo il gas naturale è comunemente chiamato “metano”, la cui molecola è formata da un atomo di carbonio e quattro di idrogeno (CH).

Gas Naturale Liquefatto (GNL) o Liquefied Natural Gas (LNG): dopo l’estrazione e l’eliminazione delle impurità, il gas naturale può essere raffreddato fino a -162°. A questa temperatura si trasforma in liquido, riducendo di 600 volte il proprio volume. Allo stato liquido può essere stoccato in serbatoi, immesso nelle navi metaniere e trasportato per lunghe distanze fino ai mercati finali di consumo, dove viene rigassificato e distribuito.

Gas Non Convenzionale (GNC): non esistendo una definizione univoca, generalmente il GNC si identifica sulla base di caratteristiche geologiche che lo differenziano dal gas convenzionale. Il GNC ha infatti le stesse proprietà del gas naturale convenzionale, ma si trova in siti geologici poco permeabili e che richiedono particolari tecniche di estrazione (“fracking” o fatturazione idraulica). È GNC il metano racchiuso in scisti (shale gas), sabbie compatte (tight gas) e strati di carbone (coal bed methane).

Natural Gas Liquid (NGL): idrocarburi liquidi o liquefatti recuperati dal gas naturale in apparecchiature di separazione o impianti di trattamento del gas. Fanno parte dei gas liquidi naturali propano, normal butano e isobutano, isopentano e pentani plus, talvolta definiti come “gasolina naturale” (natural gasoline) o condensati di impianto.

Gas di petrolio liquefatto (GPL): miscela di frazioni leggere di petrolio, gassosa a pressione atmosferica e facilmente liquefatta a temperatura ambiente attraverso una limitata compressione.

Gasdotto (o metanodotto): Condotta per il trasporto di gas combustibile, ad alta pressione e lunga distanza. I gasdotti di trasmissione possono essere nazionali o internazionali e possono servire un solo o più Paesi.

Rete nazionale dei gasdotti (RN): è costituita essenzialmente da tubazioni, normalmente di grande diametro, con funzione di trasferire quantità di gas dai punti di ingresso del sistema (importazioni e principali produzioni nazionali) ai punti di interconnessione con la Rete di Trasporto Regionale e con le strutture di stoccaggio. Della Rete Nazionale di Gasdotti fanno parte anche alcuni gasdotti interregionali funzionali al raggiungimento di importanti aree di consumo. La Rete Nazionale di Gasdotti comprende inoltre 11 centrali di compressione. In Italia, Snam Rete Gas possiede 9.559 km dei 10.115 km della Rete Nazionale.

Liquefazione: passaggio del gas naturale dallo stato gassoso allo stato liquido. La liquefazione del gas naturale avviene mediante raffreddamento (circa -162°C). A questa temperatura, e a pressione atmosferica, il gas si trova allo stato liquido, con un volume ridotto di 600 volte, rendendo così possibile il trasporto dai mercati di produzione a quelli di utilizzazione.

Treno di liquefazione: gli impianti di liquefazione sono organizzati in unità che lavorano in parallelo, chiamate treni, ognuna delle quali tratta una porzione di gas per liquefarlo. Il gas proveniente dai giacimenti o altre fonti viene prima trattato per la rimozione di condensati, gas acidi quali anidride carbonica, acqua, propano, idrocarburi più pesanti, altre impurità (che potrebbero creare un malfunzionamento dell’impianto di liquefazione o solidificare alle basse temperature) e successivamente portato alla temperatura di liquefazione. Il GNL viene quindi immesso nei serbatoi di stoccaggio, pronto per essere caricato su navi metaniere per il suo trasporto.

Rigassificazione: Processo industriale che consiste nel riscaldare il Gas Naturale Liquefatto fino al punto in cui ritorna allo stato gassoso.

Terminale di rigassificazione: infrastruttura che converte il GNL in gas, lo comprime alla pressione del gasdotto, lo misura e lo immette nel gasdotto. Il GNL, giunto al terminale di rigassificazione su navi metaniere, viene scaricato e stoccato in serbatoi coibentati alla temperatura di circa -162°C e a pressione atmosferica. Viene quindi inviato all’impianto di rigassificazione dove viene riconvertito allo stato gassoso tramite un processo di riscaldamento controllato (o di “vaporizzazione”) che determina una naturale espansione del suo volume. Al termine di questo processo il gas viene convogliato nella rete nazionale gasdotti attraverso un metanodotto.
Esistono principalmente tre tipi di rigassificatori:

- onshore: sulla terraferma, in zone costiere

- offshore gravity based: su piattaforma, appoggiato sul fondo marino

- floating storage and regasification unit (FSRU): conversione di una nave metaniera ancorata al fondale marino.

Vaporizzatore: scambiatore di calore nel quale il GNL passa allo stato gassoso per scambio termico con un fluido riscaldante, che può essere acqua di mare, miscela di acqua riscaldata mediante recupero di calore o mediante bruciatori o un fluido intermedio (ad esempio propano). 

Vaporizzatore ad acqua di mare (“open rack vaporizer”): consiste in un pannello verticale di tubi di lega in alluminio, all’interno dei quali passa, con flusso dal basso verso l’alto, il GNL da vaporizzare. L’acqua di mare cade a pioggia sulla superficie esterna dei vaporizzatori, fornendo così il calore necessario per rigassificare il GNL.  Si tratta di una tecnologia molto collaudata nell’industria del GNL e ampiamente utilizzata in Europa - che consente di ridurre le emissioni in atmosfera di CO2.

Vaporizzatore a fiamma sommersa (“submerged combustion vaporizer”): è costituito da un fascio tubiero, attraversato dal GNL, immerso in un bagno d’acqua calda (25 – 35 °C). Il GNL, passando attraverso il sistema di tubi immerso, viene riscaldato e riportato allo stato gassoso sfruttando il calore trasmesso dal bagno d’acqua. L’acqua viene mantenuta calda tramite il calore fornito dal contatto diretto con i gas caldi prodotti dalla combustione di un piccola parte di gas naturale (generalmente 1,5 % del gas vaporizzato). Il combustibile e l’aria convogliata da un compressore reagiscono nel bruciatore a fiamma sommersa; i gas caldi prodotti vengono convogliati tramite un sistema di distribuzione all’interno del bagno d’acqua, dove avviene il trasferimento di calore per contatto diretto. Il gas utilizzato come combustibile nei vaporizzatori viene riscaldato in un preriscaldatore posto a monte dei vaporizzatori.

Vaporizzatore a recupero di calore (“heat recovery vaporizer”): utilizza come mezzo di scambio termico un liquido (formato da una miscela di acqua e glicole) che all’interno di un circuito chiuso viene riscaldato dai gas di scarico in uscita dalle turbine a gas. Il calore della miscela di acqua/glicole riscalda il GNL, riportandolo così allo stato gassoso. Il gas viene convogliato in un collettore all’uscita del vaporizzatore mentre la miscela di acqua/glicole raffreddata ritorna nel camino delle turbine per essere nuovamente surriscaldata dai gas di scarico in uscita.

Agenzia per la cooperazione tra i regolatori nazionali dell’energia (Agency for the Cooperation of Energy Regulators - ACER): organismo della Comunità Europea, con sede a Lubiana (SLO), dotato di personalità giuridica e istituito dal Regolamento CE n. 713/2009 per assistere le autorità nazionali di regolamentazione nelle loro funzioni normative a livello comunitario e, se necessario, nel coordinamento delle loro azioni al fine di dare un ulteriore contributo al funzionamento effettivo dei mercati interni dell’energia elettrica e del gas naturale.

Anno termico: periodo compreso tra le ore 06,00 del 1° ottobre di qualsiasi anno solare e le ore 06,00 del 1° ottobre dell’anno solare immediatamente successivo.

Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico: organismo indipendente, istituito con la legge  14 novembre 1995, n. 481 con il compito di tutelare gli interessi dei consumatori e di promuovere la concorrenza, l'efficienza e la diffusione di servizi con adeguati livelli di qualità, attraverso l'attività di regolazione e di controllo. L'Autorità svolge inoltre una funzione consultiva nei confronti di Parlamento e Governo, ai quali può formulare segnalazioni e proposte; presenta annualmente una Relazione Annuale sullo stato dei servizi e sull'attività svolta.

Capacità esentata (di rigassificazione) dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi: le imprese che realizzano capacità di rigassificazione, rispettando alcune condizioni (ad esempio deve rafforzare la concorrenza), possono chiedere alle autorità (Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico, Ministero dello Sviluppo Economico e Commissione UE) un’esenzione dalla disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi e definire e negoziare il prezzo del servizio di rigassificazione direttamente con un utente. La capacità di rigassificazione necessaria a detto servizio è detta “capacità esentata”.

Capacità regolata (di rigassificazione): capacità del terminale offerta al mercato secondo la disciplina che prevede il diritto di accesso dei terzi sulla base di tariffe approvate dall’ Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico.

Codice di rigassificazione: contiene i termini e le condizioni per l’accesso e l’erogazione del servizio di rigassificazione, formulate sulla base delle norme e regolamenti (Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico e Ministero dello Sviluppo Economico). Ogni variazione del Codice deve essere sottoposta a procedure regolamentate e a una verifica di conformità con la normativa vigente da parte dell’Autorità.

Hub del gas: sono punti di compravendita del gas all’ingrosso, connessi a determinate aree territoriali di mercato. I prezzi dipendono dall’equilibrio tra domanda e offerta. Gli hub possono essere fisici o virtuali. Quelli fisici sono sorti nei punti di intersezione dei gasdotti di importazione o di terminali GNL, come naturale evoluzione dell’attività di scambio di volumi tra i vari operatori attivi nell’area (es. Zeebrugge in Belgio, Baumgarten-CEGH in Austria). Quelli virtuali sono luoghi convenzionali di scambio all’interno del sistema di trasporto nazionale, creati per facilitare le compravendite di gas, come il National Balancing Point inglese, il Title Transfer Facility (TTF) olandese o il Punto di Scambio Virtuale (PSV) italiano.

Mercato del Bilanciamento del Gas: è il mercato che, attraverso piattaforme virtuali, organizza l’incontro delle offerte economiche di acquisto o cessione delle risorse necessarie a bilanciare il sistema, per garantire il costante equilibrio della rete ai fini della sicurezza. Il Mercato del Bilanciamento del Gas è organizzato e gestito dal Gestore dei Mercati Elettrici.

Stoccaggio del gas naturale: si intende il deposito in strutture del sottosuolo (es. giacimenti esauriti) del gas naturale prelevato dalla Rete di Trasporto Nazionale e successivamente reimmesso nella rete in funzione delle richieste del mercato. Lo stoccaggio di gas naturale in sotterraneo è finalizzato a soddisfare diverse esigenze come ad esempio: rispondere in tempo reale alle richieste di gas del mercato, assicurare un alto margine di elasticità alla gestione delle strutture produttive e di trasporto, garantire il mantenimento di riserve “strategiche” da utilizzare esclusivamente per fronteggiare situazioni eccezionali (condizioni meteorologiche particolari, come punte anomale di freddo intenso, o crisi internazionali che blocchino in parte gli approvvigionamenti dall’estero; questi ultimi costituiscono oltre il 90% del gas utilizzato in Italia). I componenti principali di un sito di stoccaggio sono: il giacimento, la centrale di stoccaggio con gli impianti di compressione e trattamento e i pozzi.

Stoccaggio di modulazione: è lo stoccaggio finalizzato a soddisfare la modulazione dell’andamento orario, giornaliero e stagionale della domanda.

Stoccaggio minerario: è necessario, per motivi tecnici ed economici, a consentire lo svolgimento ottimale della coltivazione di giacimenti di gas naturale nel territorio.

Stoccaggio strategico: è quella parte dello stoccaggio finalizzato a sopperire la mancanza o riduzione degli approvvigionamenti da importazioni o per coprire periodi di crisi del sistema del gas.